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Faltan US$ 10.000 millones de inversión petrolera para lograr metas

Hay que triplicar recursos para producir los 900.000 barriles diarios al año que proyecta Gobierno.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Dos años después de la caída de los precios del petróleo, tiempo en el cual las medidas estatales fueron insuficientes para atajar la baja en las inversiones en el sector, el panorama de la industria es crítico: el dinero para exploración y producción este año sería de solo 3.800 millones de dólares, sin la certeza de que se ejecuten en su totalidad, y la producción se está acercando a los 800.000 barriles por día.
Ante ello y debido a las necesidades de recursos del Gobierno en los próximos 10 años, la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), que este jueves y el viernes realiza su congreso anual en Bogotá, sostiene que para cumplir las metas fiscales de los próximos 10 años se necesita un “esfuerzo descomunal”.
El presidente de la agremiación, Francisco José Lloreda, dice que para llegar a este objetivo se necesitan inversiones anuales en el sector de unos 10.000 millones de dólares, cifra que refleja la magnitud de las decisiones que se deben tomar en materia tributaria y de políticas para el sector. (Lea también: Trimestre complicado para firmas petroleras similares a Ecopetrol)
¿Qué tan fuerte será la caída en la producción y cuánto durará?
La factura de lo que hicimos y dejamos de hacer, ya la estamos pagando. La caída en producción se debe a que con la nueva realidad de precios somos un país con algunos campos costosos y debemos introducir correctivos internos para recuperar competitividad.
¿Cómo reanimar rápido la producción?
Como lo dijo el exdirector de la ANH, Mauricio de la Mora, las medidas fueron insuficientes frente a una crisis que se acentuó y que terminó siendo estructural. Es cierto que la renuncia del ministro Tomás González y la de De la Mora generaron inquietud, pero en este momento estamos haciendo un trabajo para contar con una regulación nueva sobre asignación de áreas.
¿Los precios no permiten hacer ningún plan de contingencia?
Nuestro principal problema no son los precios, sino que una parte de la producción es costosa y hemos perdido competitividad. Ahí es donde tenemos el principal desafío para volver a traer los capitales que se requieren para recuperar la industria y para fortalecerla. (Además: Producción de petróleo cae a niveles del 2011)
¿Las firmas tienen margen para seguir ahorrando?
El margen de maniobra tiene un límite, porque hay costos que no dependen de las empresas, como los de transporte, que comparativamente siguen siendo altos. Y segundo, son costos que se derivan de contar con un régimen fiscal hoy en día gravoso y unas condiciones de operación en territorio que no son fáciles.
¿Ya hay condiciones para la exploración costa afuera y para los no convencionales?
En los últimos 10 años, el aporte de la industria fue de más de 200 billones de pesos, es decir, 33 veces Isagén y 4 veces los proyectos viales de 4G. Entonces, no tendría sentido que Colombia decidiese no seguir contando con ello u optara por una industria petrolera lánguida, porque eso significaría que Ecopetrol terminaría venida a menos.
Las metas fiscales parten de que debemos tener en los próximos 10 o 12 años una producción de 900.000 barriles al día como promedio del año, y la única manera de lograrlo es duplicando las reservas probadas, para llegar a 4.000 millones de barriles. Solo con un portafolio diversificado durante un tiempo largo tendremos una probabilidad de lograr este propósito para que la producción no continúe cayendo.
¿Cuánta inversión se requiere para ello?
Las proyecciones de la ACP indican que estamos abocados, infortunadamente, a escenarios de producción por debajo de los 900.000 barriles, salvo que hagamos cosas extraordinarias. Ello contempla un bajonazo en la producción y una recuperación a mediano plazo para situarse en alrededor de 700.000 barriles al día, lo cual demanda inversiones al año por 7.000 millones de dólares, para 1.100 millones de barriles.
¿Y para los 900.000 barriles?
El estudio de McKinsey considera que se pueden requerir unos 9.000 millones de dólares al año.
¿Cuánto falta entonces?
Si el desafío son 900.000 barriles, los 7.000 o los 9.000 millones de dólares al año se quedan cortos y requerimos una inversión de alrededor de 12.000 millones de dólares al año. Lo que tienen programado las empresas este año en exploración y producción son 3.860 millones de dólares, y no tenemos certeza de que se vayan a ejecutar.
Es decir, casi 10.000 millones de dólares…
El desafío es descomunal y por eso es fundamental que recuperemos el terreno perdido en competitividad.
¿Hoy la renta petrolera de cuánto es y en cuánto debería estar para garantizar esas inversiones?
El llamado goverment take, o la sumatoria de aportes tributarios y de regalías, está entre el 65 por ciento y el 70 por ciento. En el golfo de México es alrededor del 54 por ciento, en Perú del 45 por ciento, y así podría continuar haciendo referencia al de otros países.
¿Esos países sí se ajustaron a la caída de precios?
Ante la nueva realidad de la industria, un número importante de países ajustó el goverment take y lo razonable es que hagamos lo mismo. De esto es consciente el Gobierno y por eso con el Ministro de Minas y Energía y el Ministro de Hacienda se vienen examinando opciones para abordarlas en la reforma tributaria (véase nota anexa), lo cual es necesario y fundamental, aunque debamos trabajar en otros aspectos.
Si el domingo gana el ‘Sí’, ¿cómo se afecta la operación?
Esperemos a ver cómo se reglamentan los acuerdos. Será fundamental la manera como se lleven a la práctica. Pero la lógica nos indica que debería haber menos y no más conflictividad. Ojalá sea así.
¿La Dian ya devolvió los 3 billones de anticipos de renta?
Se acordó un plan de trabajo, que incluyó la devolución de estos recursos. Terminaron siendo casi 3 billones de pesos y tengo entendido que de esta suma la Dian aún les adeuda casi 900.000 millones de pesos a las empresas. Hay compromiso de avanzar en esto.
Ideas para reactivar la industria
El sector petrolero dice que el punto de partida para recuperar las inversiones es que la tarifa de los impuestos de renta no supere el 34 por ciento actual (incluso debería ser más baja), lo cual no se considera en la propuesta de la Comisión de Expertos de la Reforma Tributaria, que genera una tasa efectiva alejada del contexto mundial.
Por ejemplo, en los países de América Latina que compiten con Colombia para acceder al capital de riesgo, la tarifa nominal de impuesto corporativo sobre la renta es del 27 por ciento, y en los países europeos y asiáticos es un poco inferior.
“Colombia no puede sostener a largo plazo su tarifa actual del 34 por ciento, mucho menos subir a 45 por ciento como propone la Comisión de Expertos, sumando el impuesto único empresarial y los dividendos, del 15 por ciento”, señala la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP).
Adicionalmente, para reactivar la inversión, la agremiación ha propuesto un descuento en el impuesto de renta por la inversión realizada, del 50 por ciento en exploración y un porcentaje de la inversión en producción variable, en función del precio internacional del crudo. También plantea la devolución inmediata del IVA pagado por inversiones en exploración y desarrollo, y permitir la depreciación acelerada en el año en el que se adquieren los activos, lo cual libera entre el 20 y el 30 por ciento de caja de los proyectos exploratorios y aceleraría las inversiones.
“El Estado no tiene nada que perder, pues hoy la inversión es muy baja y estos ingresos no se están recibiendo. Se mejora el government take (renta petrolera) en cerca de 10 puntos porcentuales, acercándolo al de sus
principales competidores, en especial teniendo en cuenta que Colombia tiene menor potencial geológico frente a algunos de estos competidores”, agrega.
ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor Economía y Negocios
En Twitter: @omarahu
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