¿Estrés petrolero en Colombia?

Por: Aurelio Suárez Montoya | @AurelioSuarez | Agosto 20, 2014

Øystein Noreng, noruego experto en economía petrolera, ha insistido en la complejidad de factores que, más allá de la oferta y de la demanda, inciden en ella. Entre dichos factores resalta la condición del recurso como no renovable y en proceso de agotamiento, la “cartelización” del sector en manos de pocas compañías y la relevante incidencia de los aspectos geopolíticos, en especial, porque los países industrializados están subordinados al suministro proveniente de los exportadores.

De la misma manera resaltan los costos de reemplazo, vinculados con el daño ambiental por contaminación; la oferta de otros energéticos sustitutos; los impactos de la demanda en los precios que esté dispuesta a pagar; la tecnología y la búsqueda de mayores inventarios y, a la vez, la incidencia del nivel  —creciente o decreciente— de reservas sobre la cotización y la facilidad de acceso a yacimientos de mayor o menor costo de explotación.

 

Algunas naciones, como Colombia, dependen en buena medida de la suerte del petróleo.La principal preocupación para un país petrolero, desde un punto de vista fiscal, es la volatilidad de los precios de ese producto”.[1] Y, no sólo eso, la “apertura” del sector, consolidada con la Ley 756 de 2002, al final del gobierno de Andrés Pastrana —que redujo regalías y revivió el sistema de concesiones—, es primer “imán” para atraer capitales extranjeros a la economía nacional. De hecho, la Inversión Extranjera en petróleo, entre 2002 y el primer trimestre de 2014, sumó 32.476 millones de dólares, el 30% de toda la de dicho periodo[2]. Por su parte, las exportaciones de crudo en el mismo lapso llegaron a 136.751 millones de dólares,[3] pasando de ser cerca del 20% del total exportado en 2003 a casi 50% en 2013.  

 

Igualmente, en la última década, las regalías petroleras han oscilado, como porcentaje del PIB, entre el 0,6% y el 1,5%. El porcentaje de la operación que queda en manos del gobierno (goverment take) se ubicaba entre el 68% y el 70%, según estudio de Daniel Johnston and Company (2008), en una comparación global que contempla desde el 40% en Irlanda hasta algo más del 90% en Venezuela[4]. No obstante, el Banco de la República, en un cálculo efectivo ya para 2011, dice que es apenas del 43%, y esto lo atribuye a “que las deducciones tributarias a favor del sector de petróleo y gas, hacen que la proporción de la renta neta petrolera que le corresponde al Estado sea inferior a lo planteado en los modelos teóricos”.[5]  

 

El incremento de todas estas variables se ha fundamentado en un crecimiento de la producción —en barriles por día— desde 578 mil a cerca de un millón, entre 2002 y 2013 y de los precios.[6] El PIB petrolero “pasó de US$ 5.108 millones en 2002 a US$ 33.118 millones en 2011. Al tomar como referencia el año 2010 y el 2002, se encuentra que ese crecimiento del 548% del valor producido fue resultado principalmente de un aumento en la cotización internacional de este bien seguido de un incremento en los niveles de producción. De hecho, para el período de análisis los precios se incrementaron en 310% y las cantidades producidas en 58%”. Más precio que cantidad.[7]


 

[1] http://www.banrep.gov.co/sites/default/files/publicaciones/archivos/be_748.pdf

[2] Banrep, marzo 2014. “Flujo de Inversión Extranjera Directa por actividad económica”. 

[3] Banrep, Borrador de Economía 692/2012.

[4] http://www.shelltosea.com/content/just-how-bad-irelands-oil-gas-deal?page=9

[5] http://www.banrep.gov.co/sites/default/files/publicaciones/archivos/be_748.pdf

[6] ANIF, “Desempeño del Sector Minero-Energético en Colombia”, Vera Alejandro, octubre 2013.

[7] http://www.banrep.gov.co/sites/default/files/publicaciones/archivos/be_748.pdf


No obstante, entre 2002 y 2013 se ha venido deteriorando la relación entre las importaciones de combustibles y lubricantes y las exportaciones de crudo. Dichas importaciones pasaron de ser el 3,8% de las ventas externas —a comienzos de ese periodo— a representar el 12,4% en 2007, y alcanzar el 19,6% en 2013. Es decir, si hace 12 años por cada 100 dólares petroleros exportados se importaban más de 3 en los principales derivados, en 2013 ese porcentaje se aproximó al 20%. [1] Esto refleja las compras de gasolina pero también es efecto de la necesidad de importar naftas y derivados para la explotación de crudos pesados.

 

Finalmente, es conveniente comparar, en términos cuantitativos, el crecimiento de las exportaciones con el de las reservas. En 2002, Colombia exportó, entre petróleo crudo y sus derivados, 20´042.176 toneladas métricas y en 2013 llegó a 47’645.668, un crecimiento del 137%; entre tanto, las reservas probadas pasaron de 1.632 millones de barriles a 2.445 millones, un incremento del 49,8%.[2] Vale notar que lo exportado está aumentando alrededor del triple de los inventarios de crudo, un hecho más que impele a encontrar nuevos y abundantes yacimientos.

 

Ecopetrol, el damnificado de la “locomotora”.

 

¿Ha tenido dicho desarrollo algún costo? Esta transformación se ha hecho a expensas de Ecopetrol, tanto por la privatización del 10% de sus acciones, lo que la obliga a estar transfiriendo utilidades a los socios, públicos y  privados, limitando la posibilidad de reinversión de las mismas, como por el traslado del control del manejo de las reservas a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Estas dos reformas, la primera mediante la Ley 1118 de 2006 y la segunda con el Decreto Ley 1760 de 2003, ambas en el gobierno de Uribe, crearon “el espacio” para una mayor participación de las compañías privadas en la exploración y explotación del petróleo nacional, relegando a Ecopetrol como un “jugador” más del mercado. ¿Cuáles han sido las eventuales secuelas padecidas? El Cuadro No.1, que muestra la evolución de los principales indicadores financieros de esta empresa en los últimos seis años, induce a una respuesta.


[1] Cálculos del autor con base en datos del Banco de la República,  así: 2002) Exportaciones crudo = 3.275 millones de dólares; Importaciones derivados= 125 millones. 2007) Exportaciones crudo = 7.317 millones de dólares; Importaciones derivados= 908 millones. 2013) Exportaciones crudo = 32.483 millones de dólares; Importaciones derivados= 6.376 millones 

[2] Datos de Reservas UPME (2011); notas de prensa para 2012 y 2013.Exportaciones de crudo y derivados en toneladas métricas en https://www.dane.gov.co/index.php/comercio-exterior/exportaciones- Históricos junio 2014.  


Cuadro No.1 Ecopetrol. Evolución de indicadores financieros. (2009-2013)

 Fuente: Cálculos del autor verificados en: Ecopetrol. Informes Gestión, 2008-2012-2013. Y para ADR Ecopetrol en  https://www.google.com/finance?cid=730559


Del análisis combinado de los indicadores del Cuadro No.1 puede inferirse que, en los últimos 6 años, tanto el aumento de la producción diaria de Ecopetrol como la expansión de sus reservas se han hecho a costa de sacrificar liquidez, que en unos casos ha sido menor de 1, y a un alza de su endeudamiento financiero, lo cual es especialmente notorio en el último año, cuando pasó del 15,4% al 29,2% del total del pasivo, casi al doble.

 

Las reservas se incrementaron 73% en ese lapso, con base en la reversión de algunas explotaciones en antigua asociación con otros, de recobros en los pozos ya explotados y de nuevos hallazgos; sin embargo, entre 2011 y 2013, tan sólo en el 6,2%. Para ello, Ecopetrol ha explorado entre 2008 y 2014 cerca de 170 pozos nuevos, casi una cuarta parte en el exterior, en el Golfo de México (USA), Perú, Brasil, el Caribe, Asia y hasta África[1]. Igual pasó con la producción, la cual en el periodo tratado subió 80%, pero en el trienio 2011-2013 apenas lo hizo en el 9%. La estrategia para este renglón se basa en crudos pesados, para cuya explotación se demandan grandes cantidades de agua reinyectada, las cuales pasaron de 6,8 millones de m3 en 2008 hasta 54,1 millones en 2013. Los pesados requieren además modificar la convertibilidad de las refinerías, cuya dieta está diseñada para crudos livianos, causando un déficit en la operación, según algunas fuentes, de 3 mil millones de dólares en los últimos años.

 

Da la idea de que en ambas actividades —producción y reservas— se llegó a una situación de rendimientos marginales decrecientes, agravada por el hecho de que paulatinamente el margen de maniobra financiero se va angostando. Todo esto se refleja en la baja de la rentabilidad sobre los activos, del 24,2% a menos de la mitad, el 11,7%, en apenas seis años; mientras más aumentan, bajan más sus retornos.   

 

Manejar el 68% del negocio petrolero en Colombia (las compañías privadas detentan el 32%)[2]; acrecentar las reservas y la producción; recomprar y terminar REFICAR, asumiendo sobrecostos y afectando por disponibilidad de recursos la modernización de la de Barrancabermeja; adquirir 100% de OCENSA, HOCOL y la operación de BP en Colombia; participar en SAVIA (Perú) y repartir utilidades a socios privados y al Estado, que no son compatibles con el comportamiento de la acción en el mercado, puede terminar estrangulando a Ecopetrol; todo esto, sumado a los importes e impactos crecientes en los últimos años para el transporte de crudo por atentados a oleoductos e infraestructura (que pasaron de 109 en 2012 a 225 en 2013 y que en 2014 van en 64), agranda los problemas. Un reciente análisis del flujo de caja disponible para el pago de dividendos (FCE)  ratifica que “se fondea con nuevos préstamos y no es sostenible”. [3]

 

No todas las compañías petroleras, como ha sucedido con Ecopetrol, han visto caer en el mercado bursátil internacional la cotización de sus acciones o del ADR. Entre julio de 2009 y de 2014, la de Chevron subió de 69,47 dólares a 133; la de OXY de 71,34 a 100,09 y la de ENI de 49 a 53; y el ADR de Repsol de 23,80 a 25,31 y el de YPF de 34,75 a 35,70. Solamente bajó la de Petrobras, de 41,24 a 17,9.[4] Una caída proporcionalmente tan drástica —en promedios del 50%— como la del ADR de Ecopetrol (Véase Cuadro No.1).

 

La “curva del apetito” en descenso

 

A propósito de las firmas extranjeras, parece también haber disminuido su entusiasmo por el petróleo colombiano. Un ejercicio, con base en las rondas de subastas de áreas para explotación y producción o de estudio técnico, permite vislumbrar la “curva de apetito” de esas compañías de 2008 a 2014. 


 

[1] Véanse Informes de Gestión de Ecopetrol 2008-2013 y notas de prensa complementarias.

[2] http://www.banrep.gov.co/sites/default/files/publicaciones/archivos/be_748.pdf

[3] “El desplome de Ecopetrol”. Barnier Francisco, Portafolio, julio 18 de 2014.

[4] Puede verse la evolución para cada acción y ADR  a partir de:  https://www.google.com/finance?cid=730559

 

Cuadro No. 2 Curva de “apetito”. Evolución del número de áreas ofrecidas, de asignaciones, de compañías e inversiones esperadas por rondas petroleras ANH (2008-2014).


Cuando se miran las áreas asignadas, como porcentaje de las ofrecidas, la Ronda-2014 presenta el número más bajo, 28%; lo mismo, desde 2008, con el número de firmas oferentes y con las inversiones propuestas, se va configurando una tendencia descendente.

 

Además, “tras haber logrado compromisos de inversión en la búsqueda de recursos petroleros y de gas por 6.230 millones de dólares en los últimos seis años (incluye la Ronda Colombia 2014), las autoridades del sector intensificarán su gestión en el seguimiento del cumplimiento de los compromisos contractuales que han firmado las compañías que han resultado ganadoras de bloques”. La ANH dice que aún están pendientes de inversión “379 millones de dólares que no se han podido ejecutar de la Ronda Colombia 2008, que equivalen al 45,6 % de los recursos que las firmas participantes dijeron que iban a invertir” y, así mismo, que sobre  “la Ronda del 2010, de los 1.337 millones de dólares en compromisos asumidos, se han invertido unos 215 millones y están pendientes alrededor de 1.050 millones de dólares”.[1]


Causas principales y secundarias del “estrés petrolero”

 

¿Pueden explicarse los embarazos de Ecopetrol y las reticencias de las compañías tan sólo por asuntos no estructurales como las licencias ambientales, el orden público o las consultas previas, o van más allá del paquete de “licencia social”? Sin duda, hay un buen porcentaje de esto, que se ha aumentado sobre todo cuando las comunidades circundantes y afectadas —y hasta desplazadas— poco o nada reciben y a cambio ven deteriorados su entorno y calidad de vida o, de otro modo, cuando el “costo de reemplazo” lo paga casi exclusivamente la población. En esa línea, los “salvavidas” de corto plazo que el gobierno de Santos ha diseñado para la industria, aparte del indispensable refuerzo de la seguridad contra los atentados o de más regalías para zonas productoras procurando cooptarlas, pueden no ser suficientes e incluso contraproducentes.

 

Entre esos “salvavidas”, aparte de también “agilizar” las licencias ambientales y de minimizar las consultas previas,  está la adopción de otras tecnologías para buscar el aumento del recobro de los pozos ya explotados, como la combustión in situ, incluida la fallida modalidad de sincronización STAR; el frackering, o ruptura hidráulica de estructuras rocosas, o los yacimientos “costa afuera” (off shore), todas aún más agresivas contra los ecosistemas locales y regionales. Suena a esfuerzos desesperados. Tal como lo ha expresado la ANH, “las expectativas son menores por el grado de dificultad e incertidumbre”. [2]

 

No obstante, retomando a Noreng, hay otros elementos quizás de mayor peso que son la raíz básica del estrés petrolero. Resulta determinante la condición, hasta ahora no modificada, de no ser un país petrolero. Ni por la producción diaria, ni por las reservas probadas, ni por razón —en años— entre la cantidad de reservas y la producción anual, ni por las exportaciones; Colombia clasifica a escala global en lugar destacado.


 

[1] http://www.eltiempo.com/archivo/documento/CMS-14309640

[2] http://www.eltiempo.com/archivo/documento/CMS-14264742


Cuadro No.3 Características de Colombia-petrolera-2013

  • No incluye gas

Fuentes:

1)     http://www.globalfirepower.com/oil-production-by-country.asp

2)     World Energy Reserves. World Energy Council 2013.

3)     http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/statistical-review/statistical_review_of_world_energy_2013.pdf

4)    http://www.opec.org/library/Annual%20Statistical%20Bulletin/interactive/current/FileZ/Main-Dateien/Section3.html


Los datos del Cuadro No. 3 ratifican que Colombia ocupa un lugar secundario en el mercado global del petróleo y no es un agente determinante en él. Algo más, su producción es menos del 1,5% mundial y las exportaciones no llegan al 1% del total transado por día. Colombia es un productor complementario y tomador de precios e irá al vaivén del mercado, sin incidir en el él.   


CONCLUSIONES


No son pocos los análisis y columnas de opinión que se han escrito sobre la incertidumbre que rodea el desarrollo de la industria del petróleo en Colombia. En febrero, un artículo de The Economist (véase Gráfico) llamaba la atención sobre “la expansión sin reservas” y atribuía a ECOPETROL la responsabilidad futura de garantizar nuevos inventarios. Sin embargo, afirma que la compañía invertirá 19 mil millones de dólares en los próximos 8 años, a partir de 2013, haciendo notar que serán mayormente (2,5 veces más) los destinados a la producción más que a la exploración. También The Economist pone las esperanzas en las subastas para áreas con explotación no convencional y muchas de ellas en “regiones remotas, donde la seguridad sigue siendo una preocupación”, dependientes, en buena medida, del desenlace de las “desavenencias” de las conversaciones de paz con las FARC. Añade que “muchos bloques en áreas no afectadas por la prolongada lucha civil ya han sido parcelados”.  [1]


[1] http://www.eiu.com/industry/article/871402271/unreserved-expansion/2014-01-09

¿Qué pasa si bajan los precios internacionales? ¿Qué pasa si, como sucede en la actualidad, el flujo de exportaciones de petróleo se reduce por los atentados de la guerrilla contra los oleoductos y los carrotanques? ¿Qué pasa si la compañía no invierte en exploración y se endeuda en exceso? ¿Qué pasa si no se encuentran suficientes reservas y la producción declina?”. Todas ellas coinciden con las que aquí se han documentado suficientemente. 

 

No sólo las incertidumbres provienen del campo interno. Un artículo reciente de Gail Tverberg, Directora de Economía de la Energía en Space Solar Power Institute, caracteriza la tendencia en la economía del petróleo como “inestable”, empezando por los problemas políticos que afectan a los principales productores-exportadores. Agrega que los costos de producción están creciendo más rápidamente que los precios, lo cual, según Tverberg, afecta la producción y las exportaciones de los principales proveedores, deteriorando sus respectivas cuentas fiscales.

 

En cuanto a Estados Unidos, anota que el auge productor se funda en crudo muy liviano que exige un cracking más complejo y de mayor costo.  Así mismo, Tverberg hace caer en cuenta que la “burbuja”  de productos de equisto (shale)  es sostenible dado un escenario de precios altos y exigente en flujos de caja y que puede copar la capacidad de endeudamiento de las compañías.

 

Al final plantea, con base en un análisis integral, que más allá del modelo clásico de Hubbert (una campana que marca un pico en el proceso de agotamiento de un recurso) se puede  hablar de un estado estacionario (que también es de crisis), donde varios aspectos ponen límites a la baja al mercado de petróleo. Menciona los aspectos financieros, incluyendo lo que los consumidores estén dispuestos a pagar, con mayores dificultades aun si las tasas de interés de la FED comienzan a subir; los aspectos políticos dentro y fuera de las naciones más productoras; y los ambientales, referidos a los costos de reemplazo.[1] No le falta razón a Tverberg  cuando se conoce que, entre 2000 y 2013, la producción mundial creció de 74,9 millones de barriles diarios a 86,1 millones, el 15,7%, y el consumo subió de 77 millones a 90, el 18,7%, un desbalance que viene dándose desde 1982[2], a pesar de que el precio promedio  por barril, en ese periodo, alzó de 30,37 dólar a 97,99, con un “brinco” de casi 100 dólares de 2007 a 2008, para estabilizarse desde 2011 en torno a los 90 dólares.

 

Finalmente, aunque muchos guardan la expectativa de que aún falta mucho por explorar en Colombia, dicen que apenas se va en el 25% del potencial, y otros siguen a la espera de “un gran yacimiento”, la incierta situación de la economía petrolera —incluyendo la de Ecopetrol, que responde por el 20% de los ingresos fiscales corrientes— traslada el problema a las cuentas nacionales.

 

El Banco de la República así lo ha reconfirmado: “los diversos efectos de la actividad petrolera en la economía colombiana  es que su actividad la impacta de manera importante y a través de diversos canales y que dichos impactos dependen del éxito de la actividad exploratoria”.[3]

 

La reversión del Campo Rubiales, que produce 190 mil barriles/día, por encima de cualquier otra consideración, debe resultar de una necesidad básica en este contexto y no debería abrigar duda alguna. Se vuelve imperativo para las finanzas de Ecopetrol y del Estado, pero apenas sería un paliativo en la senda de reestructuración de la economía nacional hacia un “país petrolero sin serlo”, y puede llegarse a un laberinto sin salida. Eso pone a Colombia a caminar por una cornisa. Ya lo dijo  Ricardo Hausmann, del Banco Mundial: “El crecimiento de las ventas al exterior ha estado muy dominado por los buenos precios del petróleo”[4]. ¿Hasta dónde alcanzará la piola?


[1] Tverberg Gail, http://theenergycollective.com/gail-tverberg/442556/world-oil-production-3312014-where-are-we-headed

[2] www.bp.com/en/global/corporate//about-bp/energy.economics/statistiscal-review-of-

[3]http://www.banrep.gov.co/sites/default/files/publicaciones/archivos/be_748.pdf


Tags

Comentarios