Si bien el nuevo esquema de asignación de áreas en las diferentes cuencas petroleras del país, que puso en marcha la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) a través del Acuerdo 2 del 2017, introdujo mecanismos para flexibilizar las condiciones de los contratos en función de los precios mundiales del petróleo, también implicará un aumento en los requisitos previos que deberán acreditar los interesados.
El Acuerdo, que fue publicado la semana pasada por la entidad, prevé la puesta en marcha de un nuevo registro de proponentes, en el cual deberán ‘matricularse’ las empresas con el fin de quedar habilitadas para los diferentes procesos que se publiquen, que podrán ser varios en un año.
El presidente de la ANH, Orlando Velandia, le explicó a EL TIEMPO que este registro de interesados será permanente y la actualización de información se hará cada año, periodicidad que también aplica para la actualización de datos relevantes como la composición accionaria de la empresa o consorcio, y su capacidad técnica para ejecutar actividades de búsqueda y producción de crudo y gas.
Con las medidas, pensadas para evaluar la capacidad jurídica, económico-financiera, técnica y operacional, medioambiental y en materia de responsabilidad social empresarial, se quiere corregir los errores del pasado.
Principalmente se busca evitar que a última hora lleguen firmas recién creadas a los procesos competitivos y tener el suficiente tiempo para verificar que todos los interesados cumplen con estándares mínimos y que su información se ajusta a la realidad.
Esto para cerrarles el paso a casos como el de la ronda del 2010, cuando luego de adjudicarle cinco bloques a la firma Montco Energy, la ANH debió revocarlos porque se comprobó que la compañía presentó documentos falsos que acreditaban producción y reservas en el exterior, pero que no eran suyas.
De entrada, las 90 petroleras que hoy operan en el país deberán inscribirse en este registro, que sirve como filtro.
“No es que acabó de salir un área y me voy a inscribir. En ese caso ya quedaría fuera de base el proponente”, indicó Velandia.
Y añadió que la experiencia de las rondas anteriores es que algunas compañías cumplieron algunos aspectos, sobre todo en la capacidad financiera, pero no tenían toda la experiencia técnica que se exige.
Pero adicionalmente, con la actualización de las nuevas reglas de juego, que ahora les da espacio a fondos de capital y otras entidades similares de entrar a la industria, si una firma no petrolera quiere invertir en el negocio no solo deberá hacerlo de la mano de una compañía de exploración y producción, sino que deberán registrar, juntas, un consorcio aparte ante la ANH, cumpliendo con estas nuevas exigencias.
En este caso, la ANH confirmó que en cualquier consorcio el socio que acredite la experiencia técnica deberá tener como mínimo el 30 por ciento de participación, buscando que las actividades se ejecuten como se planean. Adicionalmente, según el funcionario, el nuevo modelo parte de un esquema de puntos para acreditar la capacidad financiera de la empresa, el cual está ligado a rangos del precio del petróleo en los mercados mundiales.
Es decir, a mayor precio del barril se pedirá más capital con el fin de que se haga una exploración mucho más intensiva, mientras en momentos de cotizaciones bajas habrá flexibilidad en los compromisos.
Igualmente, el esquema tiene un componente para promover la eficiencia de las petroleras, porque los compromisos ya no se medirán en dinero sino en objetivos de búsqueda, como pozos exploratorios, pozos de conocimiento o sísmica.
Por ejemplo, antes si una empresa decía que iba a hacer dos pozos en 10 millones de dólares y estos le costaban menos, debía girarle la diferencia a la ANH, una práctica considerada como perversa, pues no estimulaba la eficiencia y castigaba a las petroleras.
Nuevo esquema de puntosCon un esquema de puntos y que está indexado el precio del petróleo, ahora se fijará la capacidad económica que deberán tener las petroleras según las áreas que les interesen.
Así, en zona continental las áreas maduras o exploradas pedirán 1.500 puntos; las zonas emergentes, 1.200 puntos; y en áreas inmaduras la exigencia será de 1.000 puntos.
Por ejemplo, si el promedio del crudo en Estados Unidos (WTI) del último año es mayor o igual a 45 dólares y menor de 50 dólares (similar a la cotización actual) la capacidad económica para un área madura sería de 13,4 millones de dólares.
Pero si un año después se hace una oferta de bloques y el crudo subió a 60 dólares, la exigencia subiría a 14,1 millones de dólares.
Las áreas que más capital exigirán serán las de costa afuera, que piden 24.000 puntos, lo que hoy haría que el capital exigido fuera de 214 millones de dólares.
Un modelo similar rige para definir el valor de inversión exploratoria. Según la cuenca, cada tipo de actividad (pozo exploratorio o de desarrollo) tendrá un puntaje, que se multiplica por el promedio del crudo WTI del último año.
ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor Economía y Negocios
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