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Hidrocarburos

'Colombia va a tener que adoptar el fracking'

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MauriciodelamoraUn auténtico vuelco en la política colombiana en materia de exploración de yacimientos de gas y petróleo, incluyendo el uso de la técnica fracking, anuncia el nuevo presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el ingeniero de petróleos Mauricio De La Mora Rodríguez. Estuvo a cargo de la gerencia general de Transocean Colombia, una compañía internacional líder de servicios de perforación costa afuera.
 
Colombia tiene reservas de petróleo para siete años, lo que representa más o menos 2.500 millones de barriles de reservas probadas, por lo que resulta angustiosamente urgente hallar nuevos yacimientos.
 
¿Nos va bien en materia de nuevos descubrimientos?
 
Desafortunadamente, no tan bien como quisiéramos. Hay muchos aspectos de orden público, ambiental, social que impactan la ejecución de la actividad exploratoria. Y, obviamente, también la crisis mundial provocada por la caída del precio. Estábamos esperando una actividad mucho más alta frente a la que tenemos hoy. No se está perforando ni siquiera el 20 por ciento de los pozos exploratorios planeados.
 
¿La situación no es ni siquiera promisoria?
 
No. Por este mismo defecto que le acabo de decir. Uno, precios; dos, parte social; tres, parte ambiental, y cuatro, alguna parte de seguridad.
 
Pero si el descenso en el precio del petróleo es una de las causas de la caída de la inversión exploratoria, ¿por qué fracasó la ronda Colombia en el año 2014 cuando todavía los precios estaban altísimos?
 
Creo que los requisitos en materia de producción, reservas e inversión en la ronda 2014 estuvieron muy altos frente al apetito de la inversión extranjera. Pero se explica por la alta cotización del barril de petróleo en esa oportunidad.
 
En el 2014 se ofertaron más o menos 90 bloques y se asignaron un poco más de 20. ¿Usted proyecta seguir ofreciendo una ronda cada dos años, como ocurre hoy?
 
No. Lo que tenemos planeado es un proceso continuo y dinámico de asignación de áreas. Estamos trabajando con el Ministerio de Minas en calentar las áreas de tal manera que cualquier empresa, a través de una negociación directa con un marco jurídico que estamos estructurando, tenga la oportunidad de ofertar.
 
¿Quiere decir que habrá nuevas reglas del juego?
 
Exactamente. Queremos volvernos atractivos para nuevos inversionistas.
 
¿Cómo lo harán?
 
El Acuerdo 02, recientemente expedido por la ANH, permite extender los plazos del periodo exploratorio y trasladar la inversión de un bloque a otro, siempre que no se reduzca el monto de inversión pactado.
 
Si la parte tributaria influyó mucho en el fracaso de la pasada ronda, ¿qué harán?
 
Estamos trabajando con los ministerios de Hacienda y Minas, con el propósito de establecer incentivos en impuestos.
 
¿Qué tipo de incentivos?
 
La creación de zonas libres de impuestos. En lo que concierne a la Agencia, hemos identificado la necesidad de modificar los derechos económicos del contrato, con el propósito de incentivar la inversión.
 
¿Hoy cómo aplica la cláusula de precios altos estipulada en el contrato?
 
El derecho económico por precios altos aplica cuando un campo alcanza un volumen determinado de producción acumulada bajo unas condiciones de precio establecidas contractualmente. Lo que estamos revisando es la posibilidad de adecuar las condiciones a las circunstancias del mercado.
 
¿Es decir, actualizando precios a la realidad del mercado?
 
Correcto.
 
¿Han pensado modificar el régimen de regalías?
 
Con el Ministerio de Hacienda, estamos revisando la posibilidad de establecer una regalía escalonada por inversión.
 
¿En qué consiste esa idea de la regalía escalonada?
 
Se podría pensar en crear una regalía variable sujeta a la inversión, por ejemplo. A mayor inversión exploratoria, una disminución en la escala de regalía.
 
¿Usted está anunciando, realmente, que habrá nuevas reglas en Colombia para la exploración de petróleo?
 
Definitivamente, tenemos que escuchar el mercado nacional e internacional.
 
¿Nuevas reglas de acuerdo con el mercado?
 
Totalmente. El mercado de hoy no es el mismo de hace un año. Por eso, en la ANH estamos trabajando en la expedición de nuevas medidas
 
¿En qué consisten?
 
Primero, un proceso de asignación de áreas permanente y dinámico; segundo, revisión de las condiciones económicas del contrato –puntualmente, derechos económicos por concepto de precios altos y participación en producción–; tercero, negociación directa de bloques; cuarto, estímulo tributario.
 
¿En qué consiste la participación en producción?
 
Es un derecho económico estipulado en el contrato, que corresponde al ofrecimiento realizado por el proponente de un porcentaje de participación sobre la producción, una vez descontadas las regalías. ¿Qué estamos buscando? Trabajar en un esquema que sea viable económicamente, con el ajuste al porcentaje de participación.
 
¿De ninguna manera eliminarlo?
 
Se podría considerar para los nuevos contratos. Sin embargo, las medidas que estamos evaluando implican un ajuste del porcentaje de participación de los contratos ya suscritos. No se trata de eliminarlo, simplemente, ajustarlo para viabilizar otros proyectos de exploración y producción de hidrocarburos.
 
¿Estas medidas no favorecen excesivamente a las multinacionales en detrimento del país?
 
No. Definitivamente, el interés nacional prima sobre el interés particular. El interés del país es incorporar más reservas de petróleo y gas, para garantizar la suficiencia energética, e incrementar la producción, para viabilizar los proyectos de inversión social e infraestructura. Todo lo anterior, sobre la base de aumentar la actividad exploratoria, que además es fuente de empleo e inversión para el país.
 
¿Es un poco lo que ha ocurrido con México, que se abrió a la inversión extranjera?
 
Correcto. Nosotros estamos abiertos a la inversión extranjera hace mucho tiempo, pero tenemos que redireccionar el barco.
 
¿Quitarle las barreras jurídicas a la inversión extranjera?
 
Buscar flexibilidad para hacer más atractiva la inversión extranjera.
 
¿Cuándo se expiden las nuevas medidas?
 
Estamos trabajando muy fuertemente en su preparación. Espero que en uno o dos meses podamos presentarlas a la industria.
 
¿Están ustedes consultando a las compañías extranjeras?
 
Estamos trabajando de la mano de los gremios, la Asociación Colombiana del Petróleo y Campetrol. Este mismo ejercicio se realizó para la elaboración del Acuerdo 02 de 2015.
 
¿Cuál es la principal petición que hacen los operadores?
 
Piden incentivos tributarios.
 
¿Y se va a atender?
 
Espero que podamos atenderlos. No es un asunto de competencia de la Agencia, sino del Ministerio de Hacienda.
 
¿Qué tanto nos está afectando la decisión de México de abrirse a la inversión del capital privado?
 
No podemos ser ajenos al impacto de la apertura del mercado mexicano. Existe un interés notable de la inversión privada hacia México. Además, no se puede desconocer que, a diferencia de Colombia, México cuenta con cuencas productoras con potencial identificado, de mayor tamaño y con una infraestructura idónea ya existente. Indudablemente, estas condiciones atraen la atención internacional, razón por la cual Colombia debe implementar medidas para mantener y atraer la inversión extranjera, y no perder nuestro papel como foco principal de inversión en América Latina.
 
Hace unos días se anunció que cerca de 50 compañías contratistas petroleras estaban en riesgo financiero…
 
Sí. Son compañías prestadoras de servicios a la industria del petróleo. Hay muchísimas compañías que tuvieron que suspender actividades; sus deudas y sus compromisos no dan espera. Es por ello por lo que, junto a Campetrol, estamos diseñando estrategias para minimizar el impacto –minimizarlo definitivamente– y que estas compañías tengan la oportunidad de reactivarse lo antes posible.
 
¿Cuál es el futuro de compañías como Pacific Rubiales en Colombia?
 
Pacific Rubiales es la compañía más grande del país y tiene muchos bloques a raíz de muchas adquisiciones que ha hecho, como Petrominerales, SAR Energy. Pacific ha comprado muchas compañías, que le han dado mucho potencial exploratorio.
 
Ecopetrol ha pedido operar el campo Rubiales. ¿Usted es partidario de eso?
 
Ecopetrol cuenta con los técnicos y la capacidad técnica y financiera para tomar la operación. Ecopetrol puede llegar a operar sin ningún problema.
 
¿Qué opina de la técnica ‘fracking’ que ha propuesto Pacific para recobrar más crudo en los pozos?
 
El fracking es el boom de las arenas con gas y las arenas con crudo en países como Canadá y Estados Unidos. Colombia necesita el fracking. Nuestro futuro está en los yacimientos no convencionales y el off shore. Lo que hay que tener es una regulación ambiental, social y técnica clara. No podemos seguir viviendo de los yacimientos convencionales. Los grandes descubrimientos del país están enfocados hacia los yacimientos no convencionales y costa afuera.
 
Cuando usted dice que Colombia necesita el ‘fracking’, ¿qué quiere decir?
 
Que si realmente queremos salir de la dependencia de los yacimientos convencionales, necesitamos traer tecnología como el fracking, que puedan ser manejadas ambiental y socialmente.
 
¿Por qué los ambientalistas atacan tanto el sistema?
 
El sistema es una técnica de recuperación o de recobro secundario, en el cual se va a unas arenas más profundas, que están muy apretadas, que son rocas, y, por medio de presión y agua, se rompe la formación a profundidad, se fractura la roca. Eso permite el flujo de líquidos hidrocarburos hacia el orificio, hasta la superficie. Los ambientalistas se oponen por desconocimiento de la técnica; creen que se atacan los mantos de agua superficialmente. Las formaciones que estamos fracturando están por debajo de los 8.000, 10.000 y 12.000 pies, o sea, muy lejos del agua superficial.
 
¿Pero sí se requiere un proyecto ambiental?
 
Sí. Esta técnica se debe aplicar con una legislación ambiental correspondiente a nuestras necesidades.
 
¿Ya hay ofertas para aplicar esa técnica?
 
Sí. La autorización la solicitó la compañía ExxonMobil en Magdalena Medio. Vamos a mejorar el factor de recobro, o sea, el porcentaje de crudo que usted puede extraer de la roca.
 
¿Qué porcentaje puede tener Colombia de ese factor de recobro?
 
Entre el 17 y el 19 por ciento. Pero, mire: el factor de recobro en Noruega es del 47 por ciento, es decir, sacan tres veces más de la roca que lo que sacamos nosotros. Hay que ir hacia allá, tenemos que meter más técnicas para poder aumentar.
 
YAMID AMAT
Especial para EL TIEMPO
 
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