Luego de los dos duros años que vivió la industria petrolera en el 2015 y el 2016 por el desplome en los precios del petróleo,
y por ahí derecho las cuentas fiscales del Gobierno, que dejó de recibir el 97 por ciento de lo que le entraba en el 2013 por esta fuente (23,6 billones de pesos), las autoridades del sector petrolero ya le dieron el visto bueno al plan que busca reactivar la alicaída inversión en la exploración de nuevos recursos de crudo y gas.
Tras una extensa reunión, la cual se realizó el viernes pasado, el Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) aprobó el acuerdo 2 del 2017, con el cual entra en vigencia el nuevo reglamento de promoción y asignación de áreas, que recoge toda la normatividad que había al respecto y unifica un nuevo esquema, el cual tiene varias diferencias sobre la manera como se venían ofertando los bloques a las petroleras.
El presidente de la ANH, Orlando Velandia Sepúlveda, señaló que el nuevo esquema busca revertir la tendencia decreciente que han mostrado las reservas probadas de crudo, las cuales bajaron hasta los 2.002 millones de barriles en el 2015, y durante el 2016 podrían haber caído por debajo de esta cifra (los datos se conocerían en abril).
De hecho, recientemente Ecopetrol, que tiene la mayor parte de este saldo, reveló que sus reservas bajaron a 1.598 millones de barriles de petróleo equivalente (crudo y gas), un 14 por ciento menos que en el 2015, cifra en la cual incidió un descuento de 202 millones de barriles por la aplicación de las normas contables internacionales. Según el funcionario, con la aprobación del nuevo reglamento, al que le falta surtir un trámite en la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), el Gobierno, a través de la ANH, tiene el objetivo de sacar a oferta las primeras 20 áreas que incorporen el nuevo modelo, el cual dejará de lado las tradicionales rondas que se hacían cada dos años, en las cuales se ofertaba un número importante de bloques.
El foco de estos 20 bloques está en la parte noroccidental del país, en los departamentos de Sucre y Córdoba, donde la ANH ha modelado un sistema petrolífero muy importante, que sería la continuación del ‘offshore’ (en el mar) en esa región del país, pero hacia el territorio continental.
“Creemos que esa estructura petrológica puede tener continuidad hacia la parte continental”, señaló el directivo. Además, en el paquete de las 20 áreas hay unas que se han fortalecido en los Llanos y en el valle medio del Magdalena, en el departamento del Cesar.
Adicionalmente, las cuencas en las que se harán las siguientes ofertas serían la de los Llanos y Caguán-Putumayo.
En este último departamento hay datos de sísmica que permiten tener buenas expectativas, pero allí la socialización es clave, con la Estrategia Territorial de Hidrocarburos de la ANH, la cual busca anticiparse a las situaciones de conflictividad que se han registrado en los últimos años en diferentes puntos del país.
Y aunque por el cumplimento de los compromisos de exploración (perforación de pozos), que habían sido aplazados en el 2015 y 2016, este año la inversión reaccionará a niveles estimados de entre 4.470 y 4.940 millones de dólares según la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), el objetivo del plan es recuperar el mayor terreno posible.
Lo anterior porque en el 2016 se invirtieron en exploración 790 millones de dólares, mientras en el 2015 fueron 890 millones de dólares, y en el 2014 la suma alcanzó los 1.910 millones de dólares.
De acuerdo con los datos de la ACP, en el 2016 los recursos que destinaron las petroleras para exploración y producción bajaron un 60 por ciento frente al 2015, al tiempo que en este último año la contracción en el rubro fue del 32 por ciento con respecto al 2014.
Igualmente, el objetivo es reimpulsar las ventas de crudo al exterior, que son la primera fuente de divisas del país, y si bien iniciaron en enero al alza con 1.009 millones de dólares, en el 2016 se habían contraído un 29,1 por ciento frente al 2015, año en el cual se dio la mayor caída, del 50,8 por ciento anual.
Los ajustes
Los campos petroleros solían ser subastados por medio de un sistema de rondas, las cuales se hacían cada dos años y en las que se ofrecían una gran cantidad de bloques a la industria, cuyas empresas resultaban adjudicatarias al cumplir con una inversión mínima y poner sobre la mesa recursos adicionales a los exigidos, resultando ganador el que más pusiera.
Ahora, según lo aprobado por la ANH, la asignación se hará de forma permanente, lo que obliga a la entidad a estar actualizando el mapa de áreas y, una vez se ofrezcan nuevas zonas, las compañías en cualquier momento del año podrán mirarlas y hacer oferta por dichos bloques.
“Buscamos que la información no esté en los anaqueles de la entidad, sino que de una vez esté reflejada la información en la categorización de las áreas, identificando cuántos kilómetros de sísmica tienen y cuántos pozos”, agregó.
Así, una vez salgan las áreas a oferta, cualquier compañía podrá hacer su propuesta. Luego, la ANH lo informará al mercado, pero sin nombrar al interesado (es en sobre cerrado), y dará aproximadamente un mes para que otros competidores hagan sus planteamientos.
La mejor oferta ganará, pero quien se haya interesado primero tendrá la posibilidad de mejorar su ofrecimiento; y en caso de empate, sería el ganador.
Otro cambio sustancial consiste en que las ofertas no se medirán por inversión en dinero según una tabla de precios, sino que ahora lo importante son los objetivos exploratorios, los cuales se medirán en un número de pozos con las especificaciones técnicas y niveles de profundidad pactados en el contrato.
Este año, sin contar este plan, el Gobierno espera que se perforen 50 pozos exploratorios, más del doble que los 21 del 2016.
Sin excusa para no producir
Ahora que el precio del petróleo está en niveles de 50 dólares por barril, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) considera que si este precio se estabiliza, ningún campo tendría disculpas para no mejorar la producción.
Según las cuentas de la entidad, casi el 80 por ciento de los campos petroleros del país son rentables con precios superiores a los 40 dólares por barril.
El presidente de la entidad, Orlando Velandia, sostiene que el primer motor que impulsa la producción son los precios del crudo, por lo cual confía en que desde enero, cuando la producción de crudo fue mayor que la de diciembre, se comience a quebrar la tendencia decreciente del último año.
“Tenemos que estar en 900.000 barriles para este año, con precio de barril de 42 dólares como promedio”, agregó.
Fuente: http://www.eltiempo.com/economia/sectores/nuevo-modelo-de-exploracion-y-explotacion-de-petroleo-en-colombia/16835124