Mientras la industria petrolera está encarando varios desafíos inmediatos para recuperar las altas tasas de crecimiento de la producción interrumpidas el año pasado, su futuro, en un plazo más largo, está signado por la búsqueda del recurso en el fondo del mar, los nuevos desafíos ambientales de las tecnologías no convencionales que empiezan a ‘asomarse’ en el país, y un reordenamiento de las numerosas compañías que han entrado al negocio en los últimos diez años, mediante procesos de compras y fusiones.

Todo, en el marco de una discusión que promete continuar, sobre si a estas empresas se les deben aumentar los impuestos.

Esas son las nuevas fronteras del petróleo en el país, más allá de los retos inmediatos de licencias, voladuras, transporte y descontento social, que fueron el tema de la primera parte de este informe especial, publicada en EL TIEMPO del domingo pasado.

1. La búsqueda en el fondo del mar

La primera de la nuevas fronteras de la industria del petróleo está en el mar, como se comenzó a sentir en el 2012, en la subasta petrolera hecha por el Gobierno.

Es cierto que el mayor número de compañías que participó buscaba ganar nuevos bloques en las zonas que cuentan con mayor conocimiento geológico, como era de esperarse por ser cuencas maduras y por los menores requisitos de capital y de experiencia.

Sin embargo, el proceso dejó claro que la búsqueda de recursos en el mar será el próximo paso importante de la industria en el mediano plazo.

Para los bloques costa afuera, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ofreció 12 áreas a las firmas participantes en la Ronda Colombia 2012 y recibió propuestas por seis de estas zonas, hechas por siete empresas o consorcios.

El presidente de la entidad, Orlando Cabrales, asegura que haber tenido un nivel de interés del 50 por ciento deja ver que en los próximos años el país consolidará sus actividades de búsqueda de hidrocarburos de este tipo, de la mano de jugadores nuevos como la estadounidense Anadarko o de Shell, segunda empresa energética del mundo en la clasificación de la firma Platts.

Actualmente, la actividad más representativa en esta materia es el campo Chuchupa, operado por la Asociación Guajira (conformada por Chevron y Ecopetrol), que, junto con otros campos de La Guajira, abastece más del 60 por ciento de consumo nacional de gas.

Por su parte, en noviembre la firma Equión reportó la presencia de gas natural seco en el pozo Mapalé 1, en la zona marítima frente a las costas de Cartagena.

De los seis bloques por los que las compañías hicieron ofertas en la subasta, hubo dos que llamaron la atención, porque tuvieron el mayor número de oferentes.

El primero de ellos fue el bloque COL 3, localizado frente a los departamentos de Atlántico y Magdalena, y al que se presentaron, en su orden, las petroleras Shell (con la mejor oferta), Anadarko, la unión temporal entre la española Repsol y Ecopetrol y la estatal noruega Statoil.

La segunda fue por el bloque GUA OFF 1, que despertó el interés de la unión temporal entre Repsol y Ecopetrol –mejor propuesta–, así como de Shell y de Statoil.

De igual manera, el bloque URA 4 será asumido por la unión entre Anadarko y Ecopetrol, la zona COL 2 por Anadarko en forma individual, y el bloque GUA OFF 2 lo operará la firma ONGC Videsh.

Según Hermes Aguirre, presidente de la junta directiva de la Cámara de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), ante la mayor actividad en este frente el sector se viene preparando, aunque habrá que reforzar la logística para la prestación de estos servicios, de tal modo que la perforación de estos pozos sea más económica y viable para las empresas.

“Vienen pozos costa afuera con mayores retos, porque se harán a mayores profundidades”, aseguró.

Pero si bien en el horizonte de mediano plazo la búsqueda de hidrocarburos estará en el mar, en los próximos años deberá darse el desarrollo de los bloques que fueron adjudicados en el 2010; que luego de las fases preliminares comenzarán las primeras perforaciones, en el 2013 y el 2014.

2. El reacomodo de empresas estará a la orden del día

Un segundo sello del futuro del sector en Colombia es la reorganización de las empresas.

Las movidas en el sector petrolero, como el plan de internacionalización de Pacific Rubiales, firma que compró a Alange Energy, así como a C&C Energía, la adquisición de Hupecol y Winchester Oil por la firma argentina Geopark y la compra de Shona Energy por la canadiense Canacol Energy, una de las cuatro empresas que cotizan en la Bolsa de Valores, continuarán siendo parte de la consolidación de la industria local.

Aunque con los recientes ajustes institucionales del contrato petrolero y del esquema de asignación de bloques se redujeron las posibilidades de que firmas pequeñas ingresaran al país a través de las rondas, para luego vender sus activos, las autoridades no descartan futuros negocios en los que las protagonistas sean aquellas que ya llevan algunos años realizando exploración y extrayendo algunas producciones pequeñas.

Las directivas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) aseguran que no se descarta este escenario, y que los movimientos de consolidación son buenos para el sector.

Incluso, existe la posibilidad de que el nuevo interés que grandes firmas, como ExxonMobil, la holandesa Shell y la estatal noruega Statoil, mostraron en la pasada subasta de bloques vaya más allá de su participación en esta puja.

En otras palabras, podría ocurrir que estas grandes petroleras comiencen a evaluar el desempeño de varios activos hasta hoy gestionados por las llamadas compañías ‘junior’, que puedan ajustarse a sus estrategias corporativas.

De hecho, ExxonMobil compró tres bloques en el último trimestre del 2012. Incluso antes de estas expectativas, en el mercado bursátil se rumoró una posible venta de los activos de Petrominerales y de la misma Canacol Energy, aunque sus directivas se abstuvieron de hacer comentarios.

Al mismo tiempo, la reciente Ronda Colombia 2012 les abrirá las puertas a varias compañías, como Anadarko y Exxon Mobil, así como a otras no tan conocidas, como la argentina Andes Energía, lo que ampliará la baraja de firmas que exploren y, en el futuro, que produzcan.

En la subasta fueron 11 las nuevas compañías que participaron, las cuales confirmaron su ingreso al país luego de la adjudicación y firma de los contratos, que se dio en diciembre.

3. Actividad no convencional tardará en madurar

En los bloques que se subastaron el año pasado, no se manifestó el interés esperado de las petroleras por buscar recursos mediante nuevas tecnologías o ‘no convencionales’, que permiten acceder a crudo y gas alojado en rocas más duras y profundas.

Sin embargo, el Gobierno y la industria aseguran que lo importante es que el país ya comenzó a dar sus primeros pasos en este sentido.

El objetivo era que para este tipo de áreas se interesaran las firmas que supieran del tema, no sólo por su experiencia sino por su capacidad económica, pues este tipo de recursos son intensivos en perforación.

Sin embargo, hay que mejorar la información sobre las áreas que casi no se conocen, ya que los cinco bloques adjudicados se concentraron en la cuenca del valle medio del Magdalena, de la que sí hay algunos datos.

Expertos señalan que la información geológica y las pautas ambientales serán la clave del futuro del crudo y gas no convencional, dado que los avances de la tecnología acelerarán el desarrollo de estos yacimientos.

En Estados Unidos, según Richard Chuchla, vicepresidente de Nuevas Oportunidades para América Latina de ExxonMobil, el primer campo de gas no convencional (llamado Barnett) tomó más de cuatro años en comenzar las primeras producciones y otros cinco en llegar a niveles significativos.

En cambio, con las nuevas tecnologías, la producción de otros, como Haynesville o Marcellus, ha sido más acelerada desde el 2008.

VAN POR MÁS APORTE TRIBUTARIO

Como un riesgo para la competitividad del sector petrolero califica Alejandro Martínez, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo, el paquete de proyectos que hacen curso en el Congreso para gravar más a las empresas que explotan el subsuelo.

El parlamentario Jaime Rodríguez tramita una iniciativa que intenta imponer el Impuesto de Industria y Comercio (ICA) a la producción de hidrocarburos. Este proyecto pasó un debate y ahora irá a plenaria de Cámara. Además, por iniciativa de Simón Gaviria, se busca establecer que un 30 por ciento de la contratación laboral y de bienes y servicios se haga en la región donde se explora.

“Con esos proyectos la participación estatal en la renta petrolera pasaría del 70 al 91 por ciento, lo que afectaría el auge de la inversión extranjera directa en el país”, dice Martínez.

También se plantea impedir que estas compañías puedan descontar del impuesto de renta lo que pagan por regalías, medida por la cual las empresas petroleras y mineras terminan aportando una tasa de tributación baja.

Ómar G. Ahumada Rojas

Martha Morales Manchego

Redacción de Economía y negocios