La Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, informó que con la actual crisis de precios, posiblemente la más severa en la historia, y con los costos de operación, será difícil sostener inversiones y la producción de petróleo previstas para 2020. El temor no es poco porque Colombia depende de un hallazgo importante y con el frenazo en la exploración, el panorama vuelve a complicarse.

El Presidente Ejecutivo de la ACP, Francisco José Lloreda Mera, anotó que las empresas del sector ven la necesidad de reducir inversiones, cerrar pozos y campos. Agregó que actualmente está en riesgo el recorte de cerca de 35.000 barriles día, que podría llegar a 100.000 barriles diarios si el precio Brent se mantiene por debajo de USD 25 /bl el resto del 2020.

Según el dirigente gremial, esta situación que resultó más compleja que la crisis experimentada entre 2015 y 2016 implica el cierre de, por lo menos, 25 o 30 campos y 390 pozos.

“Esto impactará directamente la generación de empleo, la contratación de bienes y servicios y el recaudo de regalías, impuestos y derechos económicos contractuales. La Nación, todos los departamentos y municipios, empleados del sector, contratistas nacionales y locales de la industria y, por supuesto, las compañías de exploración y petróleo están viéndose afectados”, expuso el señor Lloreda Mera.

Comentó que después de los grandes esfuerzos de optimización de sus costos de extracción y los de administración que las empresas del sector ya han realizado en los últimos años, hay poco margen para continuar reduciéndolos. Reconoció que recargar el resto del peso en recortes de inversión E&P es arriesgado para la autosuficiencia energética a mediano plazo, la economía y todos los colombianos en general, incluyendo la actividad de transporte que se vería afectada con la menor producción.

Según el dirigente gremial, las propuestas fiscales formuladas por el sector al Gobierno Nacional para aliviar la caja y ayudar a sostener operaciones e inversiones en E&P, tienen espacio limitado dada la emergencia económica actual que enfrentan todos los sectores de la economía resultado del Covid-19. Consideró que esta es una oportunidad para que los costos de transporte por oleoductos se reduzcan.

“Es el único eslabón de la cadena del sector cuyo costo en los últimos años se ha mantenido prácticamente igual, representa alrededor de la mitad de los costos de producción, no es gestionable por las compañías del E&P porque es regulado por el Ministerio de Energía y diversos estudios evidencian que es excesivo. También se beneficiarían si el riesgo de recorte de producción se mitiga. Esto es una situación que impacta a toda la cadena y en esa medida todos sus eslabones deben aportar en la solución. Se requiere una revisión urgente a las tarifas de transporte por oleoductos”, confirmó el Presidente Ejecutivo de la ACP.

En el estudio presentado por la industria petrolera, el panorama es más que desolador porque en el futuro inmediato Colombia estaría pasando de una producción de 865.000 a 850.000 barriles por día, aclarando que si la tendencia de precios bajo persiste, el escenario puede ser mucho más apremiante como consecuencia de un doble mal el Covid-19 y la guerra de precios del petróleo.

Caída en producción, cierre de pozos y campos

Con la información reportada por las empresas a mediados de marzo, se estimó que un Brent por debajo de US$ 40 - 45 /bl durante el 2020 pone en riesgo la producción de 30.000 - 35.000 barriles diarios. Si la producción cayera en estos niveles a partir de abril, y teniendo en cuenta que en marzo ya se reportó un recorte de 11 mil barriles día, la producción promedio enero 2020 – diciembre 2020 sería de 850 mil bpd.

Si el BRENT cae por debajo de 25 dólares por barril y se sostiene en estos niveles por el resto del año 2020, la producción del país en riesgo estaría alrededor de los 100.000 barriles día, resultado del cierre de por lo menos entre 25 y 30 campos y 390 pozos. Asumiendo que estas reducciones se dan de manera gradual a lo largo del año, teniendo en cuenta los volúmenes reales del primer bimestre y el recorte que ya se reportó en marzo, la producción promedio enero 2020 – diciembre 2020 bajaría a 815 mil bpd.

Se estima que la producción que más se vería afectada por los recortes sería la de los Llanos Orientales, seguida por la del Valle Medio del Magdalena y Putumayo.

Pérdida de ingresos fiscales

El desplome en los precios internacionales y la reducción de 35 mil barriles diarios de producción implica una caída significativa en los ingresos. Pasaría de un recaudo estimado en el 2019 de 16,1 billones de pesos en regalías, impuestos y derechos económicos a un recaudo estimado de 4 billones de pesos en 2020.

Se calcula que las regalías pueden caer en un 65% de las del 2019 y los derechos económicos en valores cercanos al 70%. A nivel de impuesto a la renta la reducción sería mucho mayor, inclusive para muchas empresas se producirían saldos a favor que tendrían que ser compensados en vigencias futuras.

La reducción de aportes que este sector le hace a la economía nacional es crítica en estos momentos cuando más se requieren ingresos fiscales para ayudar a la población más vulnerable frente a la emergencia económica y social causada por el Covid-19. Además, dejaría un gran vacío para las finanzas públicas requeridas para financiar tanto al Gobierno Nacional como las inversiones de todas las regiones del país a través del Sistema General de Regalías. Se estima que los aportes en regalías, impuestos y derechos económicos de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos y gas en 2019 representó el 11% de los ingresos corrientes de la Nación.

Este aporte es tan importante que, cálculos del DNP indicaron que la ejecución de los recursos de regalías de 2019 aportó un punto al crecimiento del PIB y generó 193.000 empleos, es decir, explicó casi una tercera parte del crecimiento de la economía colombiana el año pasado.

Reducción de inversión y empleos

Frente al presupuesto del 2020 se estimaba una caída de 60% en el de exploración y, del 55% en el presupuesto de producción. Si el precio baja a niveles de US$ 25/bl, se estima que estos recortes podrían aumentarse entre 10 y 15 puntos porcentuales.

Si este porcentaje de reducción se extrapola a la totalidad del presupuesto de exploración por parte de empresas privadas para el 2020, compilado en el Estudio de Tendencias de Inversión de ACP 2019 – 2020, se estima que esta inversión pasará de USD 640 millones previstos en enero de 2020 a USD 270 millones, es decir, un recorte estimado de USD 370 millones en la inversión de las empresas privadas.

A mediados de marzo aún se esperaba que se pudiera explorar uno de los dos pozos costa afuera presupuestados para este año, sin embargo, el recrudecimiento de la crisis y el alargue en las medidas de aislamiento como consecuencia del Covid-19 han llevado a suspender estas inversiones, por lo que la caída del presupuesto de exploración se estima en 75%. En total, las inversiones costa afuera estaban presupuestadas entre USD 250 y 260 millones.

En producción, si el porcentaje de reducción se extrapola a las demás empresas privadas que participaron en la encuesta ACP publicada en enero 2020, se estima un recorte de USD670 millones, es decir, de USD 1.200 millones que las empresas privadas esperaban invertir en producción durante el 2020, se pasaría a un presupuesto de USD 530 millones para este año.

Así mismo, vale la pena resaltar que, a estas cifras habría que sumarle los recortes anunciados recientemente por el grupo empresarial Ecopetrol, sobre los cuales solo se conoce que serán de 1,2 billones de pesos. Por otra parte, también es preciso considerar que, durante los meses previos a la caída de los precios, algunas empresas ya habían ejecutado importantes inversiones.

Reducir inversiones, cerrar pozos y campos, impactan directamente la generación de empleo y contratación de bienes y servicios. En ese sentido, serán las regiones petroleras y su dinámica económica las grandes afectadas.

Desde el punto de vista de empleos, las compañías hasta la fecha han intentado mantener su planta de personal, pero el recrudecimiento de la crisis de precios y la alta incertidumbre, las están obligando a recortar la nómina. De la información reportada por las compañías se calcula que, frente al personal empleado a finales de 2019, a marzo los empleos directos se redujeron 2% y 48% los indirectos.

Si esta crisis se mantiene, las compañías que reportaron información a comienzos del mes prevén que entre abril y diciembre de este año podrían recortarse en total el 8% de empleos directos y el 72% indirectos10. Es importante recordar que la mayoría del empleo generado por el sector es mano de obra local en cumplimiento con la normatividad laboral colombiana, que señala que el 100% de la mano de obra no calificada debe ser contratada a nivel local, así como el 30% de la mano de obra calificada.

Igualmente, informes de gestión social de la ACP de años anteriores indican que la contratación de bienes y servicios tiene un alto componente local de regiones petroleras, y señalan que, desde el 2011 hasta el 2018, esta industria ha contratado cerca de $96 billones en las zonas de operación. Lo anterior ha contribuido a dinamizar las economías de los municipios y departamentos.

El Informe económico especial

Desarrollo socio-económico de los municipios petroleros: Una comparación frente a sus vecinos no petroleros, publicado en agosto del 2017 por la ACP, evidencia que los municipios con producción petrolera en la última década recibieron 10 veces más ingresos, por concepto de Impuesto Predial, ICA y transferencias del Sistema General de Participaciones por mejor desempeño fiscal, que los municipios vecinos en el mismo departamento que no producen petróleo. Dichos gravámenes no son recaudos directos de las empresas petroleras, sino que responden al mayor dinamismo económico que se evidencia en dichos municipios por las inversiones en exploración y producción de petróleo y gas que allí se desarrollan.

Por su parte, estudios de Fedesarrollo han concluido que: o “La evolución del mercado petrolero incidiría de manera importante en el crecimiento económico de los departamentos dependientes del petróleo, mientras que su efecto sería notorio, pero más leve, en las demás regiones del país. En los últimos 20 años, el petróleo ha contribuido al desarrollo de Colombia.

La contribución de los hidrocarburos a la economía colombiana se da en varios niveles: En el macroeconómico, contribuyen a la dinámica de las exportaciones y de la inversión extranjera, así como a las finanzas públicas; en el meso económico, a través de sus multiplicadores, demanda insumos de otros sectores, así como contribuye en la producción de otros bienes y en el nivel regional, genera actividad y empleo, así como regalías para financiar gasto público.

El estudio muestra que por cada peso de producción de hidrocarburos se generan demandas a otros sectores de la economía por un valor $1.65 billones.

Por último, cargar todo el peso económico de la crisis de precios a reducciones en el “lifting cost” (que tienen poco espacio para disminuciones adicionales) y en la inversión en exploración y producción, es riesgoso para la autosuficiencia energética, la sostenibilidad fiscal y la balanza comercial del país a mediano plazo, cuando Colombia lo que justamente necesita son nuevas reservas.

Estudios de ACP de agosto 2019 evidencian que, si bien la inversión en exploración y producción y el comportamiento de los precios han permitido reemplazar las reservas producidas en la última década, solo el 20% de este reemplazo ha sido por nuevos descubrimientos y el 80% vino de campos existentes, en su mayoría maduros. Las reservas existentes se agotan y sostener la producción a mediano plazo requiere incorporar nuevas.

Costos de operar en Colombia vs. Precios

Con el fin de dimensionar las implicaciones de precios bajos en la viabilidad de la exploración y producción de petróleo en Colombia, a continuación, se presenta un análisis de precios mínimos del petróleo requeridos en el país para atender los costos de producción, de transporte, y las obligaciones fiscales y financieras, partiendo de precios de referencia Brent y los respectivos castigos de calidad para los tipos de crudo que se extraen en Colombia.

Se destaca en primer lugar el “break-even” para cubrir los costos de producción de petróleo que en Colombia se ubica entre US$40 y 45 /bl, lo que indica que, por debajo de este rango, las compañías en Colombia obtienen ingresos operacionales que apenas cubren sus obligaciones actuales en la fase de producción. Difícilmente logran cubrir las inversiones de capital en exploración y producción requeridas para sostener la producción hacia futuro y aumentar las reservas.

En los últimos 30 días, los precios, en lugar de estabilizarse, disminuyeron aún más ubicándose por debajo de US$ 25/bl y promediando US$ 22,5/bl.15. Además, los pronósticos para el resto de 2020 también fueron revisados a la baja, lo cual ha hecho más preocupante la situación del sector e inminente la necesidad de acelerar decisiones desde las empresas y desde la política pública.

A este nivel de precios y con los costos compilados en estudios de la ACP, se observa que, los ingresos operacionales recibidos por cada barril de petróleo, después de aplicar los castigos por calidad que reciben los crudos colombianos, no logran cubrir los costos promedio para producir petróleo en Colombia.

Consideraciones al respecto

Diferencial del precio Brent por calidad Vasconia o Castilla: El ingreso de un productor de petróleo colombiano se castiga por la calidad de su crudo frente al Brent (marcador de precio más utilizado en el país). Este descuento se ha incrementado como consecuencia de la sobre oferta de petróleo en el mundo, pasando de un castigo promedio de US$ 4/bl en 2019 a US$ 9/bl en 2020 para el crudo Vasconia, y de US$ 9/bl a US$ 13/bl para la referencia Castilla.

Las cifras de Platt’s demuestran que este descuento se viene incrementando y durante las últimas semanas ha representado reducciones entre el 30 y 47% del precio Brent para la referencia Vasconia y entre el 40 y 60% para la referencia Castilla.

Costos de operación: Cifras compiladas por la ACP para elaborar el Estudio de Tendencias de Inversión de enero de 2020, indican que las empresas que representan el 80% de la producción actual en Colombia tienen costos de operación que, dependiendo del tipo de crudo y de la ubicación, varía entre US$ 17/bl y US$ 33/bl16. Este costo incluye levantamiento (“lifting”), dilución y transporte, de crudos livianos y pesados. Para el caso de los crudos pesados los costos de diluyente pueden llegar a representar cerca del 30% de los costos de operación.

El promedio nacional, ponderado por el volumen de producción, se ubica entre 20 y 25 dólares por barril. A la fecha de este informe, las empresas han intentado al máximo mantener sus condiciones de operación, para lo cual la gran mayoría ha implementado planes de continuidad operacional, pero el recrudecimiento de la situación de precios ha acelerado decisiones de recortes en producción, personal y presupuestos de inversión.

Se espera que continúen reduciéndose aún más si los precios se mantienen en estos niveles o si no se toman medidas que contrarresten los altos costos de operación, permitan la viabilidad de los proyectos y de las empresas. Las principales medidas de reducción del opex evaluadas y adoptadas por las empresas han sido el cierre de campos y pozos inviables a los actuales precios. En marzo, consecuencia de estos bajos precios, la producción se recortó en cerca de 11.000 bpd y se estima que 11 campos y 45 pozos fueron cerrados.

Otras medidas fueron la evaluación y renegociación de contratos con terceros, principalmente empresas de servicios, reducción o eliminación de viajes, capacitaciones, patrocinio de eventos, consultorías, gastos administrativos, entre otros gastos no esenciales. Igual la reubicación de los empleados y disminución de la planta de personal. En marzo el personal directo de las compañías se redujo en un 2% y el indirecto en un 48%.

Finalmente fue también afectada la utilización de sistemas de automatización que contribuyan a optimizar las operaciones en los campos productores.

Costos de transporte

Si bien las tarifas de transporte de crudo por oleoductos representan un valor en un amplio rango dependiendo de los costos totales de operación y de la ubicación de los campos, el promedio nacional, ponderado por el volumen de producción de las empresas, es alrededor del 45% del costo total de operación.

Las tarifas de transporte por ductos son demasiado altas frente al costo de producción, es por esto que son la principal preocupación de las empresas, pues hacen parte de un costo no gestionable por ellas debido a que están reguladas por el Ministerio de Energía. Para la ACP es fundamental que las tarifas sean revisadas, no solo por el momento de crisis de precios y por la sostenibilidad de la industria a corto plazo, sino que la metodología actual debe reformularse de manera estructural hacia el futuro. Lo anterior, dado que la metodología en su versión actual no tiene en cuenta la afectación de los remitentes por las variaciones de volumen y/o costos.

Un estudio de competitividad realizado por IHS y contratado recientemente por el Gobierno Nacional a través de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, concluye que las tarifas de transporte restan significativamente la competitividad de Colombia para atraer inversión en Exploración y Producción (E&P), que son “exorbitantes” toda vez que podrían disuadir el desarrollo de proyectos de economía marginal. El estudio señala que igual esas tarifas afectan seriamente la viabilidad de campos pequeños, menores a 10 millones de barriles, que son los de mayor probabilidad de hallazgo en el país.

Otros costos: Las regalías, derechos económicos y servicio de deuda, son rubros que varían en función del precio de petróleo, de la producción, del contrato que cada empresa haya firmado con la ANH y del modelo financiero que desarrollan. Son gastos necesarios para producir, pues no es factible en Colombia extraer un barril de petróleo, sin pagar, por ejemplo, su regalía. Estos costos promedian entre US$ 3 y 7 /bl.

Tres reflexiones adicionales a considerar

Desde la crisis de precios de 2015 – 2016, las compañías redujeron significativamente sus costos de levantamiento (“lifting”) y de administración. El estudio de Tendencias de inversión exploración y producción en Colombia 2016 y perspectivas 2017 de la ACP, publicado en diciembre 2016, evidencia que, durante este periodo, las estrategias de optimización y reducción de costos implementadas por las compañías permitieron disminuir 30% dichos gastos. El espacio para continuar bajándolos es cada vez menor. Por el contrario, las tarifas de transporte por oleoductos se han mantenido prácticamente iguales durante estos años.

Estudios de la Asociación de 2015 y 2016 también evidencian que, mientras los costos de levantamiento y administrativos son similares al promedio mundial, al sumarle los costos de transporte ubican a Colombia en el 25% de la producción más costosa del mundo. En otras palabras, los costos de transporte hacen de Colombia uno de las más costosos para operar a nivel global.

Medidas para mitigar el impacto de la crisis

Desde el inicio de la crisis de precios la ACP presentó propuestas al Gobierno relacionadas con: La prórroga temporal de plazos de compromisos contractuales con la ANH; la reducción de garantías bancarias para respaldar dichas obligaciones; el diferimiento en el pago de derechos económicos contractuales; la agilización de saldos de impuestos (IVA, Impo-Renta) y del Certificado de Reembolso Tributario CERT por inversiones en E&P de años anteriores y la reducción de los anticipos de impuesto a la renta y retenciones en la fuente. También se presentaron propuestas estructurales para aumentar la competitividad para atraer la inversión en exploración y producción, a ser implementadas a mediano plazo.

A la fecha, el Gobierno Nacional avanzó en medidas para los contratos de E&P con la ANH (prórroga de plazos y reducción de garantías bancarias); en la devolución de saldos de IVA y flexibilización del calendario de impuestos, estas últimas son generales para todos los contribuyentes. Se anunciaron medidas adicionales para el diferimiento del pago de derechos económicos contractuales. Con ello se espera salvar contratos E&P, inversión futura y aliviar parcialmente la carga de las empresas para apoyar su sostenibilidad durante la crisis.

Estas propuestas son muy importantes, pero insuficientes sin la reducción en las tarifas de transporte por oleoductos. Es el único eslabón de la cadena del sector cuyo costo en los últimos años se ha mantenido prácticamente igual, representa alrededor de la mitad de los costos de producción, no es gestionable por las compañías del E&P porque es regulado por el Ministerio de Energía y diversos estudios evidencian que son excesivos. Los transportadores por oleoductos también se beneficiarían si el riesgo de recorte de producción se mitiga.

Atendiendo un llamado del Ministerio de Energía, las empresas transportadoras de petróleo por oleoductos en días anteriores ofrecieron descuentos en sus tarifas. Sin embargo, estos son insuficientes frente a la situación actual que enfrenta el sector.

Por ejemplo, el oleoducto más grande de Colombia, cuya infraestructura moviliza la mayoría del petróleo que se produce en el país, descontó sus tarifas en 0,6%, cuando los precios del petróleo cayeron más del 40% en el último mes, los demás contratistas del sector han ofrecido reducciones superiores al 20% por sus servicios. Adicionalmente, estudios realizados por los remitentes, indican que este oleoducto puede bajar sus tarifas en 60% y, aun así, obtener el nivel de rentabilidad establecido por la regulación del Ministerio de Minas y Energía para la actividad de transporte de petróleo por oleoductos.

Apunta el informe que los demás oleoductos ofrecieron mayores reducciones en sus tarifas, sin embargo, para varios remitentes, la condición de mantener un volumen transportado establecida para obtener dicho descuento es incumplible frente a la inexorable caída en la producción que se espera vendrá como resultado del desplome en los precios del petróleo.

Por lo anterior, y teniendo en cuenta que los precios empezaron la baja en la primera semana de marzo, la posición de los transportadores es clara y para los remitentes dichas ofertas son insuficientes frente a las actuales circunstancias del sector; la ACP solicita al Gobierno expedir, a la mayor brevedad posible, una reducción en las tarifas de transporte establecida en el proyecto de Resolución “por la cual se modifica la Resolución 72 146 de 2014”, publicado por el Ministerio en ejercicio de la facultad que le otorga el Artículo 57 del Código de Petróleo, que establece tal posibilidad cuando “sobrevengan a juicio del Gobierno, imprevisibles y graves alteraciones de la normalidad económica que afecten el equilibrio financiero del contrato de la empresa transportadora o de los cargadores.”