Balance del año 2015 y perspectivas de la industria petrolera en materia regulatoria

Submitted by admin on Wed, 12/30/2015 - 16:53

 

Por Dagoberto Ospina, Asociado de Norton Rose Fulbright Colombia

 

La caída de los precios del petróleo ha impactado el desarrollo de la exploración en Colombia, generando preocupación sobre el alcance de las reservas y una disminución en la producción en el país. La industria petrolera afronta el cierre del año 2015 en un estado de incertidumbre que requiere medidas estructurales.

 

Entre los principales problemas que afectan al sector petrolero se destacan: el régimen fiscal desfavorable; las demoras en materia de licenciamiento ambiental; la ausencia de reglas claras frente a la consulta previa; las dificultades en materia social debido a las vías de hecho en el entorno local; las carencias en infraestructura y, el surgimiento de otros competidores en el plano regional con condiciones atractivas para la inversión, entre otros. Esto denota una serie de problemáticas que reflejan la pérdida de competitividad del país y revela que los ajustes regulatorios son necesarios desde hace un tiempo, independientemente del escenario de los precios.

 

 

Hasta el momento, se ha amortiguado parcialmente el impacto de la crisis actual mediante la expedición de medidas de alivio por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). No obstante, la industria petrolera requiere medidas que le permitan adaptarse al nuevo escenario de precios y recuperar la competitividad perdida, así como reposicionar al país como un importante jugador, en una coyuntura en la que el sector de Oil & Gas se está reinventando a globalmente.

 

Balance de las medidas regulatorias durante en el año 2015

 

El año 2015 estuvo marcado por la paralización de la actividad exploratoria en el país. Hasta finales del mes de octubre se registró la perforación de diecinueve pozos exploratorios, muy lejos de los 92 perforados hasta el mismo mes en el año 2014 y aun más de los 126 pozos previstos inicialmente para este año. Por su parte, la actividad sísmica en tierra registró 1.200 km lo que representa una disminución aproximada del 90% frente al año anterior.

 

Se calcula que el déficit en la exploración provocará un declive en la producción actual a finales de 2016, lo que llevaría a registrar niveles diarios de producción promedio de crudo de 750.000 barriles en tres años y 300.000 barriles en diez años. Ahora, si se conservan los niveles de producción actuales el impacto sobre el número de reservas no se hará esperar.

 

En vista de lo anterior, el Gobierno reaccionó impulsando medidas de alivio en el Plan Nacional de Desarrollo, a partir del cual se expidieron los Acuerdos 2, 3 y 4 de 2015 de la ANH, los cuales recogen las siguientes medidas: (i) La extensión de plazos contractuales por periodos de 9 meses, prorrogables por otros 6 meses; (ii) El traslado de las inversiones previstas en el programa de exploración a otras áreas; (iii) La equiparación de los períodos de los contratos sobre áreas costa afuera celebrados antes de 2014 con aquellos previstos en los contratos firmados con ocasión de la Ronda Colombia 2014; (iv) La posibilidad de reducir y emitir nuevas garantías de cumplimiento; y (v) La acreditación de las actividades exploratorias adicionales ejecutadas en los TEAs al cumplimiento de compromisos en la primera fase de los contratos E&P.

 

Todas estas medidas les ha permitido a las empresas alivianar temporalmente sus cargas contractuales, de hecho, se evitó el incumplimiento en la perforación de aproximadamente treinta pozos exploratorios. Lo anterior, le da una mano a las compañías petroleras pues evita la ejecución de garantías en su contra y la activación de mecanismos de terminación anticipada de los contratos.

 

Sin embargo, estas medidas no resuelven los problemas estructurales señalados. Es más, la prórroga de plazos de fases de los periodos de exploración prolongan un escenario de reducción de la actividad exploratoria que, más temprano que tarde, pasará factura en materia de producción e índice de reservas del país.

 

Perspectivas regulatorias para el año 2016

 

La recuperación de la competitividad del país para atraer la inversión no puede ser una preocupación exclusiva del Ministerio de Minas y Energía (MME), y la ANH, sino que, como lo señaló el Vicepresidente de la República, Germán Vargas Lleras, en el último Congreso de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), este debe ser un propósito nacional. La relevancia del sector así lo demanda, pues vale la pena recordar que el 20% de los ingresos corrientes, el 50% exportaciones, el 30% de la inversión extranjera y el 50% de los recursos destinados a la inversión en todos los sectores se originan en el sector petrolero.

 

Por lo tanto, se requiere la alineación de intereses de las diferentes carteras del Gobierno, particularmente las de Hacienda y Medio Ambiente, con los objetivos trazados por el MME. De lo contrario, las metas del Plan de Impulso a la Productividad y del Plan para la Competitividad Petrolera, mediante el cual se pretende alcanzar niveles de inversión cercanos a los US$20.000 millones y una producción de 1,3 millones de barriles diarios (MMbde) para el año 2030, no podrán ser alcanzados.

 

Ajustes fiscales

 

La OCDE, en un estudio económico de comienzos de 2015, señaló que la economía colombiana ha tenido un excelente desempeño durante los últimos años, pero requiere una reforma tributaria integral que fomente la inversión. Esta reforma debe apuntarle a acabar con el constante cambio en las reglas de juego en materia fiscal, pues esta tendencia afecta el clima de negocios y pone en riesgo uno de los principales activos del país para atraer la inversión: la seguridad jurídica. Desde 2009, Colombia ha tenido seis reformas tributarias, mediante las cuales se aumentó la retención en la fuente para exportaciones petroleras, se reactivó el impuesto a la riqueza (antes patrimonio), y se creó la Contribución Empresarial para la Equidad (CREE), y su sobretasa, entre otros.

 

La Comisión de Expertos que presentará una propuesta de reforma tributaria ha publicado que el país se encuentra entre 7% y un 16% por encima del promedio latinoamericano. Por su parte, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), ha señalado que la carga impositiva sobre la renta en Colombia fue la tercera más alta del mundo con 34% (25% de impuesto a la renta y 9% del CREE), y este año se ubica como la primera con la adición de la sobretasa del CREE. Lo anterior, supone que para el año 2018 las empresas podrían enfrentarse a una carga tributaria del 48%, esto, sin sumar el porcentaje correspondiente al impuesto a la riqueza.

 

A pesar de estas medidas regresivas, se deben destacar los incentivos para el desarrollo de proyectos costa afuera y de hidrocarburos no convencionales. En cuanto a los proyectos costa afuera, las zonas francas creadas mediante el decreto 2682 de 2014 y el aumento del umbral de precios altos permiten que el government take baje de un rango entre el 70% y el 80% a uno entre el 40% y el 50%. Por su parte, el esquema diferencial en el pago de regalías para hidrocarburos no convencionales permite que el government take se reduzca de aproximadamente 70% a poco menos del 50%. Sin embargo, los riesgos y altas inversiones que demandan estos proyectos requieren mayores incentivos que permitan su viabilidad.

 

Teniendo en cuenta que el aumento del factor de recobro de yacimientos descubiertos no desarrollados es una de las estrategias de la ANH para aumentar las reservas a corto plazo, estas medidas deben ser referentes para su desarrollo. Igualmente, expertos le han apuntado a la necesidad de migrar hacia un esquema de regalías flexible, mediante el cual se tenga en cuenta el precio del petróleo como variable y no se limite a las cantidades producidas. En otras palabras, se plantea un esquema de regalías que guarde correspondencia con los ciclos de precios que impactan a la Industria.

 

Finalmente, el gravamen sobre actividades riesgosas debe ser evaluado por la Comisión de Expertos, de modo tal que la iniciativa que se presente al Ministerio de Hacienda tenga en consideración las necesidades propias del sector y las incorpore al debate.

 

Esquema de asignación de áreas

 

La ANH ha anunciado que mediante el Acuerdo 5 se migrará hacía un sistema de asignación permanente mediante la promoción focalizada y el impulso a las iniciativas privadas que dejará atrás las rondas bianuales. Igualmente, se pretende facilitar más información a las empresas petroleras durante los procesos de selección (v.gr. aspectos ambientales, sociales, estado y facilidades de acceso a la infraestructura y condiciones de seguridad, entre otros), y llevar a cabo un proceso de adjudicación durante el primer trimestre del año 2016.

 

En cuanto a la promoción de iniciativas privadas, el esquema de Asociaciones Público Privadas (APP), de iniciativa privada previsto en la Ley 1508 de 2012, constituye el principal marco de referencia. Este esquema permitiría que las empresas presenten iniciativas para el desarrollo de proyectos, las cuales, a su vez, se publicarían para que otras empresas participen en un proceso competitivo.

 

Si se reciben manifestaciones de interés por parte de terceros para la ejecución del proyecto, se adelantaría un procedimiento de selección abreviada; en caso contrario, se contrataría directamente con el originador de la propuesta. El impulso de la ANH a este esquema será clave, teniendo en cuenta que la aprobación de iniciativas privadas tardó en despegar en el sector de infraestructura.

 

Otros retos

 

La industria petrolera comparte preocupaciones con otros sectores como el de infraestructura y minas, también de interés estratégico para el país, que se mencionan a continuación.

 

En cuanto al medio ambiente, el trámite de licenciamiento ambiental ante la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla), y la consecución de los permisos requeridos por las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR), pueden llegar a tardar hasta dos años. Esta situación ha llevado a que se recomiende la implementación de un sistema único de licenciamiento que abarque todas las autorizaciones requeridas. Sin embargo, resulta altamente improbable que el Gobierno emprenda un profundo cambio institucional para promover dicha medida.

 

Por otro lado, las problemáticas en materia social se circunscriben, principalmente, a: (i) la ausencia de una ley estatutaria que regule el derecho a la consulta previa, y (ii) las vías de hecho en las que incurren comunidades. Las dificultades en materia de consulta previa hacen interminables los procedimientos que se deben surtir en las Fases 0 de los contratos y también derivan en que las comunidades acudan a la tutela como mecanismo para hacer valer sus derechos o para ser incluidas en las áreas de influencia de los proyectos, aun cuando no lo están, lo cual incide en la paralización de los proyectos.

 

A pesar de las dificultades, Colombia sigue siendo un país atractivo para el desarrollo de proyectos, con un potencial particular costa afuera y de hidrocarburos no convencionales. El escenario de precios dejó en evidencia otros factores que eran atenuados por los precios altos de los últimos años. No obstante, en la medida que las compañías adecuen sus presupuestos y mejoren sus prácticas, y que el Gobierno haga lo propio en cuanto a su regulación y efectiva implementación, es posible avanzar conjuntamente en la generación de oportunidades y reposicionar la industria en términos de competitividad y atracción de inversión. Con todo, la coyuntura actual es una oportunidad para repensar la industria petrolera nacional a mediano y largo plazo.

 

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