La nueva contratación le facilita al país ingresar al mercado mundial del gas. Foto

Juan Carlos Cárdenas Valero*

Desde la década del 70, el gas natural ha sido el energético de mayor crecimiento en el mundo, su demanda se ha visto impulsada por la necesidad de los países desarrollados de sustituir al petróleo y por las grandes ventajas ecológicas que ofrece. Esto ha traído un auge en su exploración y explotación, lo cual ha repercutido en avances tecnológicos que han disminuido los costos de las altas inversiones necesarias para su producción, tratamiento y transporte.

Colombia no ha sido ajena a este proceso, sin embargo se ha creado un círculo vicioso en la industria del gas natural, en el que no se invierte en exploración porque no hay mercado y se limita el crecimiento de la demanda debido a las reservas insuficientes de largo plazo.

Consciente de este fenómeno, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) planteó en el nuevo modelo de contratación ciertos beneficios para la exploración y producción de gas natural en Colombia, con el objetivo de generar las reservas de largo plazo que le permitan al país desarrollar su mercado interno e incursionar en el naciente mercado global de gas. El nuevo contrato tiene por estrategia principal el aumento de la competitividad del país en el ámbito internacional para atraer inversión nacional, extranjera, privada o pública. Para esto se realizaron tres cambios esenciales en el contrato, respecto al que se había manejado tradicionalmente de producción compartida. Estos cambios son: recompensa al riesgo exploratorio en un 100% para el inversionista, el Estado en esencia recibe regalías e impuestos, y la duración del contrato en su fase de producción se extiende hasta el agotamiento de los campos.

Dada la importancia de los cambios hechos al modelo de contratación y la necesidad de obtener cifras comparables que permitieran dar algunas conclusiones acerca del nuevo contrato y sus posibles repercusiones en la industria del gas natural en Colombia, se realizó una evaluación económica de esta reciente norma teniendo en cuenta el caso especial de los descubrimientos de gas natural libre.

Para el estudio se analizaron cuatro tamaños de campos de gas natural libre con reservas recuperables de 100, 300, 1.000 y 3.000 giga pies cúbicos, y se utilizaron cuatro escenarios de precios del gas en boca de pozo, los cuales fueron: US$ 1,1/MBTU1; US$ 1,2/MBTU; US$ 1,4/MBTU; US$ 1,6/MBTU. Igualmente, se establecieron los impuestos que afectarán al proyecto, así: impuesto a la renta (35%), sobretasa al impuesto de renta (3,5%) e impuesto a las remesas (7%) para un total de 45,5%. Además se consideró una depreciación en línea recta a cinco años y se tuvo en cuenta el pago por uso del subsuelo.

El país cuenta con doce campos principales de producción de gas como éste, localizados en la Costa Atlántica, Santander, Llanos Orientales y Huila-Tolima. Foto

Los resultados de la evaluación muestran cómo la participación del Estado en las ganancias del proyecto se reduce del 64% al 50,47%; el valor presente neto por pie cúbico producido que muestra lo que cada giga pie agregará al patrimonio del inversionista, alcanza un promedio de 10 centavos de dólar por pie cúbico, y la tasa interna de retorno que muestra la rentabilidad del inversionista en términos porcentuales se ubica en promedio en 36,01%, bastante atractiva para este tipo de proyectos que implican grandes riesgos.

El nuevo modelo de contratación es más rentable y atractivo para las compañías privadas en comparación con los que anteriormente se habían implantado en el país, gracias a la salida de Ecopetrol como socio en la fase de producción. Sin duda, este mecanismo hará que descubrimientos con pocas reservas de gas libre puedan ser rentables y explotados por las compañías, en lugar de ser sellados como sucedía anteriormente, cuando la participación que el Estado tomaba a través de su empresa petrolera los hacía inviables económicamente.

Sin embargo, es importante anotar que este mecanismo que beneficia la explotación de yacimientos con reservas marginales, hace que yacimientos de grandes reservas de gas generen en algunos casos una rentabilidad que podría considerarse exagerada al superar el 50%, por lo que se hace necesario establecer un mecanismo que le permita participar al gobierno colombiano en aquellos proyectos con altas rentabilidades. Es importante resaltar que el nuevo contrato "no garantiza el autoabastecimiento petrolero y gasífero de la Nación", la rentabilidad de los proyectos es solo una de las variables que las compañías petroleras tienen en cuenta al momento de invertir en un país; el nivel de precios del hidrocarburo, las tasas de interés, el índice de prospectividad, así como la estabilidad política y judicial, son otras variables a tener en cuenta. Por último, es claro que el nuevo modelo de concesión implantado por la ANH es necesario en las actuales condiciones de declinación de las reservas de hidrocarburos del país, que surge como la manifestación del fracaso de la política petrolera implantada durante los últimos diez años.

1 Se supuso que el contenido energético de 1 pie cúbico de gas es 1.000 BTU (1 pie cúbico cúbico = MBTU) BTU = British Termal Units.

*Estudiante de la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad Nacional de Colombia.