Indice del artículo
Evolución de la actividad exploratoria de petróleo en Colombia respecto del régimen fiscal y el precio de petróleo
Página 2
Todas las páginas

 

CONTENIDO  

1.Introducción

2.Regímenes Fiscales

2.1  La concesión

2.2  El Contrato de Asociación  

3.Actividad Exploratoria

4.La Actividad Exploratoria Frente a los Cambios en los Regímenes Fiscales  

5.El Precio del WTI y la Actividad Exploratoria  

6.Conclusiones

1. INTRODUCCIÓN

La actividad exploratoria en Colombia no ha sido regular a lo largo de su historia petrolera, que comienza en los albores del siglo XX con exploraciones en la región del Magdalena Medio, como tampoco lo han sido las reservas, que han hecho saltar al país de exportador a importador y viceversa; y tienen a la vista, de momento, un panorama como importador al que el país trata de rehuirle incentivando inversiones para exploración que conduzcan a nuevos hallazgos.

Las primeras exploraciones se hicieron dentro de la modalidad de concesión, en la cual la empresa petrolera tenía el derecho de explorar y explotar los recursos petrolíferos en grandes áreas de tierra por largos periodos de tiempo(1).

En 1951 se fundó la Empresa Colombiana de Petróleos (ECOPETROL) y en 1969 se creó el “contrato de asociación”, fortalecido entre los años de 1974 y 1975 con el ánimo de incentivar la inversión, cuando se estableció que ECOPETROL sería la única autoridad para explorar y producir hidrocarburos en Colombia, ya fuera en forma directa o mediante los susodichos contratos. Gradualmente estos contratos han sufrido modificaciones en los años 1989, 1994, 1999 y 2003, las dos últimas con el mismo propósito ya que las reservas colombianas vienen  decreciendo desde el año 1992 por falta de nuevos hallazgos que compensen el ritmo de la producción (Gráfico #1).

GRÁFICO #1 (reservas)

Fuente: Estudio FEDESARROLLO – Estadísticas Ecopetrol. Tomado del documento: “Implementación de la Política Petrolera 2005”. ACP (Asociación Colombiana del Petróleo).

2. REGÍMENES FISCALES

“Colombia es el país de Latinoamérica que más ha introducido ajustes a los términos contractuales desde 1970, cinco en total, cambios que han apuntado hacia la rentabilidad del negocio, tratando de contrarrestar otros riesgos; dejando en evidencia la tendencia a solucionar las situaciones de dificultad del sector mediante este tipo de medidas. Estos continuos cambios indican la disposición continua de Colombia para brindar incentivos a los inversionistas en momentos de crisis, por su gran dependencia de los hidrocarburos lo que podría provocar en ellos la decisión de no invertir y esperar que se aumenten los niveles de rentabilidad ofrecida por el gobierno en la medida que la angustia del país aumente.”

Extraído del documento: “Autosuficiencia Petrolera” obtenido de la página web de la Contraloría General de la Nación, www.contraloriagen.gov.co:8081/internet/

2.1 La concesión

Fue la forma utilizada hasta la década del sesenta, en la cual una empresa petrolera internacional tenía el derecho a explorar y explotar los recursos petrolíferos en grandes áreas de tierra por largos periodos de tiempo. La compañía petrolera tenía dominio total sobre la programación y la forma en la cual se desarrollaban los recursos naturales. Bajo esta modalidad se inició la exploración en Colombia en el año de 1905 en el Magdalena Medio, pero no fue sino hasta 1918 cuando la Tropical Oil Co. hizo el primer hallazgo comercial y su producción comenzó en 1921. Desde 1969 Colombia se convirtió en exportador de petróleo tras el descubrimiento de Orito (1960) con reservas iniciales de 200 millones de barriles (Barrios, 2000).

2.2 El Contrato de Asociación

En 1969 se creó el contrato de asociación, que se mantuvo inoperante en sus primeros años, pues, según una conferencia dictada por el Ministro de Minas y Energía Jaime García Parra en mayo de 1976, “Colombia no tenía una política para estimular la producción… Con la disponibilidad de crudos baratos en los mercados mundiales, resultaba indicado darle énfasis a la refinación y a la petroquímica”. El promedio de exploración en Colombia entre 1957 y 1961 fue de 37 pozos exploratorios anuales, en cambio, entre 1962 y 1975 dicho promedio bajo a  19 pozos exploratorios anuales. Para entonces se predijo que en 1974 el consumo interno, con un ritmo anual del 7% en su crecimiento, coparía la producción de crudos que declinaba a más de 10% anual y que,  a partir de ese año, Colombia importaría combustibles (García P., 1976). Para hacernos a una idea evoquemos algunas cifras de la época: “En 1966 Colombia producía setenta y dos millones de barriles y consumía treinta y seis. En 1975 produjo cincuenta y seis millones y consumió cincuenta y nueve” (García P., 1976). Dado que el consumo había superado la producción, Colombia pasó de ser exportador de petróleo a importador en al año setenta y tres, con un agravante: la subida de precios, por la crisis del petróleo del 73, que golpeó duramente las finanzas nacionales.

El gobierno reaccionó y una de sus políticas, llevada a cabo en octubre de 1974, fue fortalecer el contrato de asociación, que es una alianza estratégica contractual, en la cual ECOPETROL es socio de una compañía petrolera (o un consorcio de compañías) para explorar y desarrollar yacimientos de hidrocarburos, y distribuir la producción después del pago de regalías. En términos generales, la compañía asociada asume el 100% del riesgo exploratorio y los costos de exploración, y Ecopetrol comparte costos pasados y futuros una vez el descubrimiento es declarado comercial (Barrios A., 2000).

Si bien es cierto que en Colombia se han encontrado 162 campos comerciales en 7 de las 18 cuencas sedimentarias, esto no quiere decir que Colombia sea un país petrolero (Gráfico comparativo #2). La mala interpretación de estos resultados hizo que tras cada nuevo hallazgo se establecieran normas económicas que pretendían capturar más rentas a la actividad(2), pues el contrato de asociación original no discriminaba entre los tamaños de los descubrimientos. Fue así como tras el descubrimiento de Cusiana (1986), el contrato se modificó (1989) para variar la repartición de la empresa estatal (ECOPETROL) la cual va en aumento después de los 60 millones de barriles de producción acumulada desde un cincuenta por ciento (que era la proporción de su participación en el contrato previo, sin importar la producción acumulada) hasta un setenta por ciento cuando la producción acumulada supera los ciento cincuenta millones de barriles (Cuadro #1). Por consiguiente, varió también el State Take (lo que toma el estado) para los campos de más de sesenta millones de barriles (Cuadro #2)

GRÁFICO 2 (producción regional)

Fuente: BP, cálculos DNP-SME. Datos tomados del documento: “Visión Colombia II Centenario.

CUADRO #1 (distribución de la producción)

Fuente: Ecopetrol. Tomado de Barrios A.

CUADRO #2 (state take por tipo de contrato)

Fuente: Adriana Barrios. “Es Atractiva la Contratación Petrolera para la Inversión Privada en Colombia”.

Pero esta reforma, aunque tenía en cuenta el tamaño del descubrimiento, no tenía en cuenta las variables precio y costo, las que sí entraron en juego con la inclusión del factor R(3) en la nueva reforma al contrato (1994), afectando las participaciones de las empresas cuando la producción acumulada supera los sesenta millones de barriles (Cuadro #3).

CUADRO #3 (Participación de las empresas con la inclusión del factor R)

Fuente: Adriana Barrios. “Es Atractiva la Contratación Petrolera para la Inversión Privada en Colombia”.

Este tipo de contrato aumentó aún más es State Take, haciéndolo menos favorable a las compañías. (Cuadro #4)

CUADRO #4 (State Take con factor R)

Fuente: Adriana Barrios. “Evaluación de los Regímenes Fiscales de Petróleo en Colombia” 2000.

Estas normas, que pretendían capturar más rentas a la actividad, se reflejaron en una disminución de la actividad exploratoria(4) (Gráfico #3).

GRÁFICO #3 (Exploración)

Fuente: Ecopetrol

Pozos A3 por año

Fuente: Ecopetrol

Por esta razón, se volvió a reformar el contrato en 1999, buscando atraer la inversión necesaria para exploración, mediante la disminución de la participación en la producción de la empresa estatal (de un 50% a un 30%) cuando la producción acumulada es menor a sesenta millones de barriles, modificando la aplicación del factor R con el propósito de acelerar la recuperación de costos del asociado e implementando un esquema de regalías variables. Se mejoraron así las condiciones fiscales para la empresa asociada, pues el State Take disminuyó (Cuadro # 5); sin embargo, se hizo necesario continuar por la senda de la atracción de la inversión con medidas fiscales, ya que variables como la seguridad y la estabilidad política afectaron de manera negativa, y además, urge la necesidad de adicionar reservas cuyo agotamiento obligaría al país a convertirse nuevamente en importador.

CUADRO #5 (State Take del contrato tipo D)

Fuente: Adriana Barrios. “Es Atractiva la Contratación Petrolera para la Inversión Privada en Colombia”.

Fue así como en el 2003 se hizo otra reforma en la que el inversionista tiene derecho al 100% de la producción después de pagar regalías e impuestos, que es en esencia lo que recibe el estado, que sólo obtiene ganancias adicionales en el negocio por precios altos, reduciendo el State Take hasta hacerlo casi igual al Government Take, alrededor del 50%, el más bajo de todos (Cuadro #6). También se prolongó la duración de los contratos en su fase de explotación hasta el agotamiento de los campos(5). Posteriormente, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), recientemente creada e iniciando labores en 2004, presentó un modelo contractual de concesión moderna, considerado como el tercer mejor contrato en el ámbito mundial(6).

CUADRO #6 (State Take del nuevo contrato, 2003)

Fuente: Juan Carlos Cárdenas. “Evaluación Económica del nuevo Sistema de Contratación de Hidrocarburos en Colombia”

Un resumen de los cambios hechos al contrato de asociación colombiano se encuentra en A. Barrios, en el cuadro “Evolución del Contrato de Asociación Colombiano”, que se muestra a continuación:

Fuente: ECOPETROL, contrato de asociación, varias versiones. Tomado de: “Evaluación de los Regímenes Fiscales de Petróleo en Colombia”. Barrios A. 2000.

 3. ACTIVIDAD EXPLORATORIA

En el gráfico #3 se puede observar cómo la actividad exploratoria ha venido disminuyendo desde finales de los años 80, lo cual coincide con la modificación del contrato de asociación que pretende hacer más rentable para el gobierno la actividad petrolera. A comienzos de esta década las inversiones dieron como resultado el descubrimiento de Caño Limón, el cual motivó subsiguientes inversiones que rindieron sus frutos en el 92 con Cusiana-Cupiagua. Sin embargo, después ocurrió todo lo contrario a lo esperado: La inversión creció y se mantuvo en niveles superiores a los presentados en los diez años previos (Cuadro #7), a pesar de lo cual la sísmica y el número de pozos exploratorios disminuyeron (Cuadro #8), lo que indicaría que los costos para realizar la exploración se incrementaron ostensiblemente. Además, también se observa que la inversión hecha por ECOPETROL en la actividad exploratoria es bastante menor a la inversión extranjera, mientras que en la producción las cifras son similares (Cuadro #7). A partir de 1998, las inversiones caen a niveles no observados en los últimos veinte años (Cuadro #7); a pesar de lo cual, Colombia es el país que mayor promedio de contratación presenta en la última década, concentrando el 38% de los contratos de exploración, alcanzando en algunos casos al inicio de la década porcentajes del orden del 50% de la contratación total en Sur América; 10 puntos por encima de Argentina, nuestro más cercano competidor, país que no presenta problemas de orden público, ni un impuesto de guerra a su producción(7) (Gráfico #4).