Mientras el precio del petróleo da medianas señales de mejora, la regulación en Colombia sigue ajustándose a una realidad que indica que un barril, por lo pronto, no va a costar más de US$50.
Entre las estrategias para impulsar la industria, la Agencia Nacional de Hidrocarburos anunciará en abril un nuevo método de asignación de áreas que va más allá de las rondas que se hacían cada dos años. Y aunque no se dejarán de hacer, sí se proponen nuevos procesos dinámicos que permitirán a las empresas ofertar por un bloque en cualquier momento del año.
El presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Mauricio De La Mora, asegura que fondos de inversiones y empresas de servicios petroleros podrán competir por bloques. Además, en los consorcios, las firmas podrán compensar sus debilidades financieras y operacionales.
Sobre la actualización de las reservas que se conocerá en abril, en un proceso similar al de las empresas con las normas NIIF, no descarta que la cifra pueda reducirse.
¿Por qué hacer un nuevo mecanismo para asignar áreas petroleras?
Las rondas no son excluyentes de la asignación de áreas o viceversa. El problema que había era que esa asignación directa estaba restringida por el Acuerdo 04 de 2012, que decía que algunas áreas se entregaban bajo condiciones extraordinarias. Modificamos ese acuerdo y para ello recibimos más de 412 comentarios de operadoras, fondos de inversión y compañías de servicio.
¿Cuáles fueron las modificaciones?
Asignación directa simple y con contraoferta. Se está eliminando la excepcionalidad, por ejemplo uno manda una oferta sobre un bloque y se muestra en el sobre qué bloque se va a proponer, pero se mantiene la confidencialidad del programa exploratorio y la participación.
Existe un modelo de asignación “mixto”. La directa es que usted presenta una propuesta, nosotros la publicamos y se esperan 30 días; si no pasa nada, el área es del proponente. Sin embargo, si alguien hace contraoferta, se le pregunta al primer proponente si la puede igualar, y si lo puede hacer, se le da prioridad al primero, si no, pues se queda quien hizo la contraoferta.
¿Podrán otro tipo de empresas a invertir en el sector?
Les cambiamos la capacidad jurídica a las empresas para darles entrada a fondos de inversión pero con experiencia en el sector; si es uno que no la tiene, no clasifica. La capacidad financiera es otro tema, si antes se presentaba un consorcio, éste no sumaba pluralidad, se evaluaba de manera independiente cada integrante técnica y financieramente. El punto ahora es que si uno cumple con la capacidad operacional y el otro con la financiera, pues se acepta. La relación de la sociedad puede llegar hasta 90 % - 10 %, permitiendo que lo financiero se compense con lo operacional.
¿Podrán participar empresas de otros sectores?
Más que eso, ahora también podrán participar empresas de servicios petroleros. Hay compañías que les producen crudo a las grandes petroleras pero son de servicio. Si esas firmas cumplen con la capacidad financiera y operacional, están adentro. Lo que quiero es petróleo ya, inmediato.
El año pasado se fortaleció la regulación para el off shore, ¿este le van a apostar más al on shore?
Siempre le hemos apostado al on shore, lo que pasa es que las compañías bajaron sus presupuestos de exploración tremendamente. Tenemos que reinventarnos entre US$45 y US$50, que es un precio competitivo para la Nación, para el operador y para la comunidad.
La seguridad física es uno de los graves problemas de la industria, ¿cómo se beneficia si cesan los ataques contra la infraestructura?
La parte de oleoductos va a mejor mucho. En Caño Limón- Coveñas usted tiene que transportar así no transporte. En Putumayo, Caqueta, Huila, donde a pesar de que la estrategia regional de hidrocarburos está presente podríamos tener beneficios. Uno de los grandes de la paz es la industria del petróleo.
¿Desde cuándo entra en vigencia la nueva asignación de áreas?
Espero que la cadena de avance que había con el exministro Tomás González no se rompa y que la señora ministra encargada le dé el tránsito que se requiere, y cuando nombren el nuevo ministro el tema no se empantane,que el empalme no se demore tanto para que esté funcionando la segunda o tercera semana de abril.
¿Pero podría pasar que se acabe la sincronía que existía entre ambas entidades?
Yo espero que no porque confío que lo que hacemos está muy bien soportado, técnica y operacionalmente de tal manera que espero poder explicárselo al nuevo ministro para que le den el aval a este primer acuerdo del 2016.
¿Le preocupan las decisiones de la Corte por las que se han suspendido pozos?
Respetamos el fallo de la Corte, pero lamentamos que no nos hagan terceros intervinientes y nos dejen contar cómo es el proceso. A la fecha tenemos 18 mil barriles cerrados. Ahora, si cierran los campos de Vetra, serían 8 mil barriles menos. El proyecto que tenemos es mantener producción por encima del millón de barriles y aumentar reservas, pero si seguimos así, vamos a estar importando.
¿Qué ha pasado con la licitación para implementar la sísmica multicliente?
El país no estaba expuesto a eso y con la expedición de tanta normatividad, el proyecto quedó rezagado, pero lo estamos retomando. Quiero salir adelante con sísmica en el Caribe, en el Pacífico, que es una cuenca fría. Operacionalmente lo único que se nos quedó en el tintero el año pasado fue ese tema, pero le garantizo que este año sale.
También habló de la actualización de las reservas bajo una medición internacional diferente a la que hacía el país antes, ¿ya se logró?
Lo primero era revisar si la normatividad que usamos para balancear nuestras reservas era la más adecuada, eso ya se hizo. Ahora la norma cambia, se ajusta. El estudio de reservas sale en abril y las compañías tendrán tiempo de presentar sus reservas hasta marzo y nosotros las consolidamos en las próximas tres o cuatro semanas.
¿Es posible que suceda lo mismo que a Ecopetrol con las NIIF?
Claro. Esperamos que no sea así, pero existe la posibilidad. Antes de que salgan esos resultados ya el tema es preocupante, porque si no tenemos la posibilidad de mejorar la exploración, no pinta muy bien el panorama.
Los últimos avances se han hecho en torno a la regulación, pero en impuestos no se ha visto alguna modificación.
Somos conscientes de que en la Reforma Tributaria Estructural hay que hacer algo para ayudarle a la industria.