Después de cinco años sin suscribir contratos, el Gobierno del Presidente
Duque cerrará 2019 con 31 contratos E&P y compromisos de inversión
exploratoria superior a 2.713 millones de dólares.
A su llegada a la presidencia de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en septiembre de 2018, Luis Miguel Morelli se impuso como reto reactivar el sector -que en ese momento afrontaba una compleja situación por factorescomo la caída del precio del petróleo en el mundo-, con la apertura de contratos de exploración para darle fuerza a una línea de negocios que empujara el desarrollo el país.
Fue así como el Gobierno Nacional decidióapostarle a la explotación offshore (costa afuera) y a una mayor flexibilidad en los requisitos exigidos, para aumentar el interés de los inversionistas extranjeros en los proyectos colombianos.
Plan de Choque Nuevo Horizonte
Ese fue el nombre de la estrategia planteada por Morelli para robustecer la industria de los hidrocarburos, teniendo como base cuatro pilares: viabilizar la ejecución de la inversión exploratoria, mejorar la competitividad y posicionamiento del país en oferta de áreas de exploración y producción, impulsar los proyectos de recobro mejorado y promover la gestión del conocimiento. Y es que según las proyecciones, el país tiene hoy reservas en petróleo que darían una autosuficiencia para más de 5 años, y en gas para unos 11 años, aproximadamente. “Estamos abriendo una nueva línea para la exploración costa afuera, donde vamos a tener, por primera vez en la historia de Colombia, la perforación de pozos en aguas profundas. Esperamos en los próximos días estar firmando varios contratos”, asegura Morelli. La gestión realizada hasta ahora para reactivar la industria, ha provocado que los especialistas a nivel mundial miren de nuevo a Colombia. Este es el caso de “The Oil and Gas Year”, publicación dedicada al sector petrolero, la cual reconoce el trabajo del director de la Agencia, al que cataloga como el “Hombre del Año”, en el informe que volvió a elaborarse después de tres años. “Luis Miguel Morelli tiene como objetivo lograr nuevos hitos en la búsqueda de la reactivación en la industria colombiana de hidrocarburos” resalta la publicación, que espera que “estos desarrollos aumenten la confianza de los inversores y abra la puerta de Colombia a otros actores clave del petróleo y el gas”.
Un mapa de tierras actualizado
Uno de los primeros propósitos de Morelli a su llegada a la dirección de la ANH fue actualizar el mapa de tierras para ponerlo a tono con la realidad del sector, tras dos años de ofrecer la misma información. Los ajustes eran necesarios si se tiene en cuenta que se trata de una herramienta clave para conocer el estado de las zonas asignadas con contratos de hidrocarburos, así como las que ofrece la ANH dentro del Procedimiento Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) o las que están reservadas o en disponibilidad; sobre estas últimas las compañías interesadas podrán realizar solicitudes de incorporación de áreas dentro del PPAA.
Gracias a la decisión tomada por Morelli, el Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) mediante el cual se ofertan los bloques donde se habilitará la exploración y explotación de hidrocarburos, sufrió un giro de 180 grados. Cabe recordar que en el pasado, la encargada de seleccionar los bloques o polígonos a ofertar era la ANH, y ahora con el nuevo proceso, las compañías tienen la posibilidad de nominar áreas de interés que posteriormente la agencia incluirá en la oferta tras una revisión de las propuestas. A partir de esto nació el nuevo PPAA y el Registro Permanente de Empresas, mediante el cual se busca agilizar los procesos de suscripción y adjudicación. La oferta inicial para la primera subasta de asignación de áreas fue de 20 bloques en el territorio nacional, lo que según estimaciones representaba un incremento en las reservas de 1.000 millones de barriles y unos 13 terapiés cúbicos de gas. De estos 20 bloques, se derivaron 11 contratos, lo cual significa que la subasta tuvo un éxito de 55%, cifra récord en la última década. Según Morelli, “este tipo de subastas mundiales tiene una tasa de éxito de 35%”, lo que demuestra la recepción positiva de las empresas a la que se promovió en Colombia, no obstante la ralentización sectorial en los últimos cinco años.
Una apuesta necesaria y a su vez arriesgada fue la apertura de la licitación de campos costa afuera, escenario en el que ya hay grandes avances. A la fecha hay comprometidos más de 1.800 millones de dólares repartidos en cinco contratos con empresas de talla mundial por los próximos 3 o 4 años. También existe un contrato adicional del Bloque Tayrona, suscrito por Ecopetrol y Petrobras por dos pozos, cuya inversión alcanza los 145 millones de dólares, para un gran total de 1.974 millones de dólares, sólo en contratos offshore, lo que se ajusta a las metas proyectadas.
Para este ciclo se recibieron por parte de las empresas nominaciones de 27 áreas, que se suman a las identificadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos con vocación de gas. La idea es atacar la disminución dramática de las reservas que experimenta el país. “El pasado 17 de septiembre salimos a ofrecer los nuevos bloques”, recuerda Morelli, quien destaca que fueron “50 nuevas áreas para este segundo ciclo las que se pusieron a consideración de los inversionistas”. La subasta que se llevó a cabo en Bogotá tuvo una tasa de éxito de 25,4%. En este segundo ciclo, 15 áreas recibieron ofertas por parte de 10 empresas. “De las 70 áreas que se postularon a lo largo de 2019, con lo logrado en este cierre del proceso, se concretaron ofertas por 26, para una tasa de éxito en lo corrido de 2019 del 38%, 11 durante la primera parte de la subasta y las 15 de este segundo ciclo”, explicó el presidente, con lo cual se espera cerrar el año con la mayor cantidad de áreas ofertadas en el camino hacia la reactivación de la industria.
Estrategia Territorial de Hidrocarburos
Una vez determinados los bloques que harían parte de la primera oferta a través del
PPAA, se inició una ardua tarea para recorrer el país con más de 200 reuniones en
las que participaron alcaldes, gobernadores, autoridades regionales y ambientales
para poder salir a ofertarlos. Pero no todo se enfocó en la producción. La intención de Morelli es que las empresas vean a la Agencia como un socio estratégico y no solo como un ente regulador que los vigila. Por eso ha sido importante la implementación de la Estrategia Territorial de Hidrocarburos, que ha permitido tener enlaces con los territorios donde existan proyectos de exploración y producción. “Además estamos sirviendo de puente entre las comunidades, las autoridades locales y el gobierno nacional, para acercarlo a las regiones, a las necesidades de los habitantes”, agrega. Es así como hasta este momento ya se han celebrado nueve comités regionales donde se han llevado a todos los actores relacionados con la producción de hidrocarburos, incluidos ministerios, corporaciones regionales y autoridades locales.
Esto ha permitido desarrollar 860 actividades dentro de las tres líneas estratégicas que orientan su accionar: Prevención, Atención y Gestión y Transformación. Tan solo en el primer semestre de 2019, la ETH logró el levantamiento de siete contratos suspendidos por conflicto ambiental y social. Además se han ejecutado proyectos de inversión social por más de 800 mil millones de pesos. Este proceso también permite a la Agencia revisar y asegurar que se estén aplicando los más altos estándares de operación para que se respete el medio ambiente y los proyectos se hagan de la mano con las comunidades.
La Agencia busca reformar el acuerdo 02 de 2017 que contiene disposiciones muy rígidas que no permiten resolver situaciones en superficie, en las áreas de operación. “Estamos trabajando por su modificación y para poder resolver las restricciones ambientales, sociales, de seguridad e incluso de prospectividad de algunos contratos”, sostiene Morelli. Debido a que las empresas no han podido llevar a cabo sus funciones ante las restricciones que existen, se ha buscado la manera de ofrecerles otros bloques donde puedan dar cumplimiento a esos contratos que a la fecha suman más de 500 millones de dólares. Si la propuesta es acogida, no será necesario que el bloque o los bloques destino de la inversión destrabada sean adyacentes o cercanos al que presenta la dificultad, sino que puede estar en otra cuenca petrolera. “Lo importante es rescatar esta inversión que está atrapada en las restricciones y que se destine a exploración”, asegura Morelli.
Otra de las razones para modificar el reglamento es darle vida a la Liga B. Son muchas las áreas de exploración pequeñas que han sido cerradas porque la producción no era superior a los 200, 300 o 500 barriles/día y no era económicamente viable para las empresas grandes como el caso de Ecopetrol. Se han podido identificar en el inventario unos 15 campos que están cerrados, que tuvieron producción y que se podrían poner a consideración de los inversionistas, pero para ello es necesario que las compañías pequeñas y medianas puedan entrar al juego de inversión en exploración y producción.
“Queremos darle la oportunidad a las empresas pequeñas, de servicios que vengan a reactivar campos que está cerrados”, indica el funcionario. La idea es reactivar entre 15 y 20 campos para así incrementar la producción diaria del país entre 10 y 20 mil barriles de crudo, lo que sería una adición importante y ayudaría a elevar las reservas, según las proyecciones del gobierno nacional.
Mejorar la competitividad del país
Con IHS Markit se está haciendo un estudio de competitividad porque se busca tener el contrato y las condiciones más competitivas de la región. Para ello desde el gobierno nacional se están ofreciendo incentivos fiscales con el fin de impulsar proyectos de recobro mejorado, los EOR (Enhanced oil recovery), en los campos maduros. En ese sentido, lo que está haciendo la Agencia es incentivar la inversión y la implementación de nuevas tecnologías que permitan mejorar su producción. En la actualidad eso depende de varios factores. Por ejemplo, la profundidad del yacimiento y la densidad del crudo juegan un papel fundamental a la hora de calcular el valor del barril, cuyo rango oscila entre los 8 y 40 dólares en el territorio nacional. Esto hace que sea un país competitivo en la región, pero a este valor es necesario sumarle el costo de transporte, lo cual implica que el precio se eleve. Ese es uno de los temas que tendrá que revisar el Ministerio de Minas y Energía en 2020, porque las tarifas actuales son realmente altas. De acuerdo con Morelli, ese es un factor diferencial que afecta directamente a los operadores.
¿Qué sigue en 2020?
Ya con la reactivación andando, el nuevo reto para el año entrante es salir a promocionar el país a otros territorios donde no se ha hecho. Usualmente Colombia ha recibido inversión de compañías Junior de la bolsa de Canadá y empresas estadounidenses, pero de Europa muy pocas, por lo que se están enfocando en este continente,donde le apuntan a compañías españolas, francesas e inglesas. También a Noruega que es un competidor que podría aportarle mucho al crecimiento del sector. Otros destinos que se quieren abordar son Asia y Oceanía, donde pondrán su foco en empresas que puedan impulsar la industria. Para ello es necesario flexibilizar las exigencias de la minuta actual para poder aumentar la competitividad de Colombia frente a países como Brasil, Ecuador México y Argentina. Adicional a la labor de promoción, la Agencia debe continuar impulsando los proyectos de recobro programado y producción incremental para subir las reservas. Así mismo espera seguir el trabajo conjunto con las compañías y autoridades locales para solucionar los conflictos que puedan afectar las actividades de las empresas como los trámites de licenciamiento ambiental, atraso en expedición de los permisos y demora en la realización de consultas previas con comunidades indígenas y afrodescendientes. El directivo también confía en que entre los meses de febrero y marzo esté lista la subasta de la “Liga B”. “Antes de finalizar el año esperamos tener listo el inventario de los campos que harían parte de esta oferta, para que las empresas sepan los activos que harán parte de este proceso”. Según Morelli, en este segmento se pondrían a disposición 30 bloques en promedio, la mitad de la ANH y la otra de Ecopetrol. Estos serían campos productores de gas y petróleo. Las mejoras en la infraestructura de transporte, permitirían reactivar los bloques ubicados en la Costa Atlántica, lo cual sin duda mejorará las reservas del país. Hay dos proyectos de gran importancia para la Agencia: uno de ellos es abrir una nueva provincia gasífera en Colombia en materia offshore. También se va a perforar el pozo más profundo de toda la Costa Caribe en el mes de junio, Cumbia 1, en un trabajo conjunto de Noble Energy, especializado en operaciones costa afuera, y la Shell, que en tiempo récord han adelantado todos los trámites necesarios para iniciar la operación, que contará con un presupuesto de 120 millones de dólares. Este pozo también entrará en la historia del país como el más costoso jamás perforado.
