Carlos Mantilla McCormick
El diagnóstico sobre la situación de la industria petrolera es reiterado una y otra vez por los efectos de la sobreproducción y de la baja demanda. La Administración de Información sobre Energía de Estados Unidos (EIA) informa que el crecimiento promedio anual de la demanda de petróleo para el 2016 y el 2017 será de 1.4 millones de barriles diarios (mbd), mientras que la producción se disminuirá en los países no OPEP en 0.6 y 0.1 mbd, pero se incrementará en los países OPEP en 0.5 y 0.6 mbd en los mismos años. Es decir, el neto de producción a mediano plazo seguirá excediendo la demanda y solo será hasta finales del 2017, cuando los inventarios realmente disminuyan y se genere una presión alcista para que los precios vuelvan a promedios de 50 dólares.
Un efecto evidente es el recorte de presupuestos inicialmente de exploración y, más tarde, en la medida en que se pierda rentabilidad en los proyectos, de producción. Por esta razón, dado que la oferta mundial continúa con excedentes, la demanda no presionará los precios al alza.
En Colombia experimentamos los efectos de igual manera. Los recortes en presupuestos de exploración en el 2015 nos han dejado una disminución de los pozos exploratorios cercana al 78% de lo hecho en 2014. La sísmica terrestre casi desaparece entre nosotros y la marítima se incrementó puntualmente, gracias a un acuerdo especial para anticipar inversiones entre la ANH y un contratista.
Mientras tanto, la producción nacional no decayó pues se mantuvo en niveles similares a los del 2014, levemente superior al millón de barriles, lo cual confirma que también en el país los productores tratan de mantener la producción para no castigar tanto sus ingresos. Pero esta situación no es sostenible dadas la declinaciones de los campos y la falta de reposición de las reservas.
La disminución de los ingresos para las empresas, el Gobierno y las comunidades es sustancial. Las operadoras y empresas de servicios se esfuerzan en recortar sus costos, se ven obligadas a renegociar las tarifas, revisar sus necesidades de capital, posponer proyectos para no tener que cancelarlos y procurar no caer, como algunas, en procesos de reorganización o liquidación, tal como ocurrió con 42 empresas desde diciembre de 2014.
Los trabajadores y proveedores regionales reciben el impacto en el empleo directo e indirecto, perdido o no generado. Hace un año se estimaba que se perderían entre 20.000 y 25.000 puestos de trabajo. Las regalías se redujeron pues los 17.4 billones de ingresos presupuestados para el bienio 2014 y 2015 fueron calculados con precio base de liquidación de más del doble del actual, con lo cual muchos proyectos no podrán ser ejecutados.
Y las finanzas públicas para el 2016 están en aprietos por el déficit que genera el Plan Financiero elaborado sobre la base de 50 dólares por barril (Brent) frente al más realista de 34,7 dólares estimado por el Gobierno. El impacto grande está en el mayor déficit en cuenta corriente por la menor producción y el bajo ingreso por las exportaciones a menor precio. Como consecuencia, recorte en el gasto público o “austeridad inteligente”.
¿Qué hacer frente a la situación? Ya en el 2015 el Ministerio de Minas y Energía y la ANH habían introducido medidas para ayudar en el corto plazo, con la extensión de los plazos contractuales, la posibilidad de ejecución de actividades en áreas diferentes y la disminución de costos de garantías contractuales. Y en el Plan Nacional de Desarrollo se incluyeron estímulos para el desarrollo de proyectos de producción incremental y se empoderó a la ANH para tomar nuevas medidas económicas.
Para ayudar al sector hay diversas propuestas. Es necesario darle la oportunidad a los proyectos menores, para que aporten ingresos, empleo y desarrollo económico regional. Igualmente hay que hacer posible la inversión exploratoria ya comprometida de más de 12 mil millones de dólares que está pendiente de ejecutarse, así como incentivar proyectos EOR. Los proyectos de yacimientos no convencionales y offshore no deben paralizarse pensando en el largo plazo. Para ello, urge disminuir los costos de operación, incluyendo el transporte, racionalizar la carga fiscal, posibilitar la ejecución regular de actividades, sin los tropiezos de los factores del entorno, y facilitar la evaluación de los descubrimientos y del potencial de ciertas cuencas.
Deben analizarse instrumentos de política fiscal y mecanismos de ajuste por convenir entre Estado y contratista para hacer que las condiciones de contraprestación establecidas se amolden a la situación de hoy y a las posibles variaciones de mañana. En fin, urgen decisiones y gestión para adoptar medidas de recuperación de un sector que por más de un siglo ha aportado al desarrollo del país.