La Ronda Colombia 2014, una nueva oportunidad para el país

Submitted by admin on Thu, 04/03/2014 - 14:05

 

 

Por Santiago González Rojas, Asociado senior, Norton Rose Fulbright

 

 

En un auditorio lleno, en el que se respiraba optimismo, los asistentes al lanzamiento de la ronda tuvieron la oportunidad de conocer de primera mano los principales términos y condiciones que regirán el nuevo proceso de asignación de áreas. En esta oportunidad la ronda trae algunas novedades que a primera vista generan buenas expectativas e incrementan el atractivo para las compañías.

 

No obstante, los diferentes actores en la industria de los hidrocarburos, incluido el Gobierno a través de la ANH, son conscientes de que el reto de hacer un proceso exitoso de adjudicación de áreas en la actualidad es considerable. Los resultados de la pasada Ronda Colombia 2012, en la que se adjudicaron un poco menos de la mitad de los bloques ofrecidos, a pesar de ser calificados como positivos por la misma ANH, evidenciaron que el interés y el apetito de los inversionistas es limitado. Adicionalmente, hay varios aspectos que requieren atención especial, tales como la viabilidad ambiental y social, así como la posibilidad de participación por parte de compañías inversionistas que no necesariamente forman parte del grupo de las grandes empresas de exploración y producción en el ámbito nacional o internacional.

 

De conformidad con lo establecido en el proyecto de los Términos de Referencia que fueron publicados la última semana de febrero por la ANH para comentarios y observaciones, y que serán fijados de forma definitiva junto con las minutas de los contratos el próximo 11 de abril, en este proceso de selección, la ANH ofrecerá un total de 89 áreas, de las cuales 76 son áreas continentales y 13 son áreas costa afuera (en total son 16.662.213 hectáreas).

 

Una oferta variada

 

Las áreas han sido clasificadas por la ANH en tres categorías definidas en función de la información técnica disponible y del conocimiento geológico existente, de la siguiente forma:

 

Áreas tipo 1: ubicadas en cuencas maduras en las que se tiene un amplio conocimiento geológico. En total, la ANH ofrecerá 47 áreas tipo 1, de las cuales 41 áreas son continentales y 6 son costa afuera. Asimismo, de las 41 áreas continentales 11 áreas corresponden a yacimientos descubiertos.

 

Áreas tipo 2: ubicadas en cuencas con nueva prospectividad y de las que, según la ANH, se tiene algún conocimiento geológico. En total, la ANH ofrecerá 19 áreas tipo 2, las cuales en su totalidad son áreas continentales y calificadas como prospectivas para yacimientos no convencionales.

 

Áreas tipo 3: ubicadas en cuencas frontera, y de las que, según la ANH, se tiene escaso o ningún conocimiento geológico. Estas áreas tipo 3, a diferencia de las áreas tipo 1 y 2 que serán asignadas mediante contratos de exploración y producción (E&P), serán otorgadas exclusivamente mediante contratos de evaluación técnica (TEA por sus siglas en inglés). En total, la ANH ofrecerá 23 áreas tipo 3, de las cuales 16 áreas son continentales y 7 son costa afuera. La totalidad de las áreas tipo 3 son calificadas como prospectivas para yacimientos convencionales.

 

Como se puede observar, uno de los aspectos más relevantes de la Ronda Colombia 2014 es que, en este proceso, la ANH ofrece varias alternativas en términos de áreas, las cuales se pueden ajustar a diferentes tipos de inversionistas. Esto en principio debería generar una participación más variada y activa por parte de las compañías. En efecto, la Ronda Colombia 2014 incluye no solamente áreas continentales y costa afuera, sino también áreas con prospectividad para: 1) yacimientos descubiertos, 2) yacimientos convencionales y 3) yacimientos no convencionales.

 

Principales requerimientos y criterios para la adjudicación

 

En términos de requisitos para la habilitación y capacidades que deberán acreditarse por parte de los proponentes, los términos de referencia preliminares distinguen entre las capacidades que deben acreditar aquellas compañías que deseen ser calificadas como operadoras y aquellas que solo desean participar mediante la inversión en el proyecto.

 

Partiendo de la base de que el operador deberá siempre mantener una participación de al menos el 30%, dichas compañías deberán acreditar las siguientes capacidades: 1) legal, 2) económico- financiera, 3) técnica-operacional, 4) medioambiental y 5) de responsabilidad social empresarial. Los requisitos para acreditar las capacidades económica-financiera y técnica-operacional varían conforme al tipo de área, esto es, dependiendo de si son para yacimientos descubiertos, yacimientos convencionales (E&P o TEA), o para yacimientos no convencionales y áreas costa afuera (tanto para E&P como para TEA). Lo mismo ocurre para los programas exploratorios mínimos que deberán cumplir aquellos proponentes que resulten exitosos en sus ofertas; es decir, que estos varían dependiendo del tipo de área que se busca desarrollar. Finalmente, los oferentes interesados en participar como inversionistas no operadores deberán acreditar solamente la capacidad legal y la capacidad económicofinanciera.

 

Novedades en un proceso promisorio

 

Por otro lado, en relación con los términos y condiciones contractuales que serán aplicables a los adjudicatarios por la ANH, aunque a la fecha de este artículo las minutas de contrato no hayan sido publicadas, dicha entidad manifestó que hay ciertos cambios a los modelos existentes de E&P y TEA.

 

En especial, se anuncian cambios en los términos de las fases de la etapa de exploración de los contratos para yacimientos no convencionales, los cuales buscan dar al contratista más tiempo para adelantar los compromisos exploratorios, al pasar de seis a nueve años. De la misma forma, el término de la etapa de producción en los contratos para yacimientos no convencionales sería ampliado para que tenga una duración de treinta años adicionales a los nueve de la etapa de exploración.

 

Asimismo, la ANH anunció modificaciones en algunas de las contraprestaciones económicas que deberán pagar los contratistas. Particularmente, la ANH contempló una modificación para los contratos sobre áreas costa afuera que busca incrementar el número de barriles producidos y el precio base que dispara la obligación de pagar precios altos. La variaciones tanto en número de barriles como en precio base podrá variar dependiendo de la profundidad de los pozos (aguas profundas o ultraprofundas).

 

Siguiendo la misma línea, la ANH modificaría el modelo de contrato para la exploración y producción de hidrocarburos provenientes de yacimientos no convencionales, en el sentido de aumentar el precio base que activa la obligación de pagar contraprestación por precios altos y una segunda modificación para dar un 40% de descuento sobre las tasas aplicables a las regalías que se pagan por hidrocarburos provenientes de yacimientos convencionales.

 

Finalmente, la ANH anunció que el próximo 30 de junio de 2014 la entidad iniciará el proceso de adjudicación de ocho áreas adicionales que suman un total de 1.265.892 hectáreas y que serán adjudicadas para la exploración y producción de gas metano asociado a mantos de carbón (CBM por sus siglas en inglés). Este proceso de adjudicación que se llevará a cabo durante el segundo semestre del presente año se hace en el marco de la misma ronda.

 

Los términos de referencia que definan las condiciones de asignación de las áreas para CBM serán publicados por la ANH el mismo 30 de junio. Sin embargo, ya se ha mencionado que las compañías mineras que tengan títulos mineros sobre las áreas a adjudicar tendrán un derecho de preferencia para contratar, siempre que cumplan ciertas condiciones de experiencia.

 

En conclusión, todas las condiciones están dadas para que el país presencie una exitosa Ronda Colombia 2014, en la que habrán áreas de todas las características y para todos los inversionistas. En total, se busca adjudicar 17.928.105 hectáreas. La ANH ha mostrado toda la buena voluntad para acompañar a las compañías interesadas, tanto en las fases de habilitación (mediante la realización de reuniones con las compañías), como durante la etapa contractual una vez se hayan adjudicado los contratos (mediante la coordinación con las demás autoridades gubernamentales en los temas ambientales y sociales).

 

La agencia enfatizó que han venido trabajando arduamente en el procesamiento y reprocesamiento de nueva información geológica que permita a las compañías tomar mejores decisiones, basadas en dicha información. Lo anterior, sumado a las nuevas regulaciones que deberán salir este año para reglamentar las actividades de exploración y producción de hidrocarburos provenientes de yacimientos no convencionales constituyen un hito en la evolución de la industria.

 

En buena hora llega esta ronda. Colombia no puede darse el lujo de quedarse atrás en el panorama internacional, más ahora que México adelanta una reforma constitucional que permitiría a las compañías privadas participar en el mercado de la exploración y producción de hidrocarburos, acabando así con el monopolio que Pemex ha tenido durante los últimos 75 años.

 

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