SOS de la industria petrolera colombiana

Los principales gremios del sector petrolero colombiano prendieron las alarmas frente a la crisis desatada por el doble choque que enfrenta: el desplome de los precios por la abundancia mundial de crudo y la parálisis de la economía por el confinamiento obligatorio de más de media humanidad, lo que llevará a una recesión planetaria.

Por: MARTÍN ROSAS 

23 de abril de 2020.   No es para menos. Como lo señala Germán Espinosa, presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), “esta es sin duda la crisis más profunda que ha visto el mundo desde la Gran Depresión de 1929.”

Efectivamente, luego de que el sector comenzara una senda de recuperación en 2019, con buenos resultados de las compañías y la adjudicación de bloques en dos rondas por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), las buenas perspectivas del 2020 se estrellaron con el frenazo del aislamiento obligatorio y la parálisis del país a mediados de marzo.

De acuerdo con un estudio de la Asociación Colombian del Petróleo (ACP), con una cotización del barril inferior a US$25, las empresas dejarían de bombear cerca de 100.000 barriles/día (b/d), lo que representaría una disminución del 11% frente al promedio de 2019, de 886.000 b/d. Recordemos que en Colombia el precio de equilibrio de Ecopetrol es de US$30 por barril, mientras que para las demás compañías es de US$35 dólares.
“Si se mantiene la cotización de US$25 por el resto del año, se cerrarían entre 25 y 30 campos y 390 pozos en las zonas petroleras de los Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena y Putumayo”, dijo Francisco José Lloreda, presidente Ejecutivo de la ACP.

En la misma línea, el estudio ‘Tendencias del sector petrolero y la economía colombiana’, elaborado por Campetrol, señala tres escenarios para 2019: “Bajo un escenario muy crítico la producción se ubicaría en promedio en 763.000 b/d, una reducción de 16% frente a los 886.000 b/d producidos durante 2019. En un escenario crítico la producción se ubicaría en 786.000 b/d, un 11% menor a la de 2019; y en un escenario moderado podríamos llegar a producir 810.000 b/d, lo que representaría una disminución de 9% con respecto al año pasado.”

Y agrega que “el mayor impacto en la producción se dará en 2021, debido principalmente al efecto causado por los recortes en las inversiones diferidas por parte de las compañías de Exploración y Producción (E&P). En ese año la producción se encontraría entre 718.000 y 794.000 b/d, una disminución de entre 10,3 y 19% frente a los niveles de 2019.”

Así las cosas, esta crisis tendrá efectos nefastos no solo para las empresas sino para el empleo, las cuentas externas y las finanzas públicas, toda vez que el petróleo representa el 40% de las exportaciones del país.

Según la ACP, se estiman recortes en exploración y producción por US$1.040 millones, lo que representa un 56,5% menos frente a los presupuestado de US$1.840 millones para este año y, si se mantiene la crisis, se prevé que entre abril y diciembre se podría recortar el 8% de los empleos directos y el 72% de los indirectos, lo cual representaría entre 14.000 y 26.000 puestos de trabajo destruidos, de un total de 105.000 que empleó la industria en 2019. Hay que señalar que en la pasada crisis de precios de 2014-2016 se destruyeron cerca de 60.000 empleos en la industria.

Por su parte, en un escenario de un Brent a US$35 la Nación dejaría de percibir 12 billones de pesos, mientras que con un precio de US$25 la suma ascendería a 14 billones de pesos. En 2019 la Nación recibió 16 billones de pesos por concepto de impuestos y regalías por parte de la industria petrolera.

Aguas turbulentas   

Pero no solo en el upstream se avizoran negros nubarrones. Aguas abajo la industria también comienza a sentir los efectos del cierre de los cielos y la cuarentena del transporte terrestre. Por la menor demanda de combustibles, Ecopetrol opera al 60% de la capacidad de carga de las refinerías del país. En Barrancabermeja, de una capacidad de 220.000 b/d, se están cargando 120.000 b/d; mientras que en la de Cartagena, con una capacidad de 155.000 b/d, a finales de abril se estaban cargando 105.000 b/d.

Con el desplome del consumo a nivel global de 30 millones de barriles diarios (el 30% de la producción mundial), y un acuerdo panmundial para recortar 20 millones de barriles diarios en los próximos meses, la industria ahora se enfrenta a un problema inédito en la historia del ‘oro negro’: la falta de espacio para almacenar crudo. Esta situación será la que finalmente obligue a muchos productores a cerrar campos.

La pregunta es: ¿Cuál es el nivel de almacenamiento con que cuenta Colombia? La respuesta se verá en la próximas semanas, al igual que las consecuencias que traerá para las compañías que operan en el país.

Entretanto, los productores colombianos se quejan de que uno de los temas que los hacen menos competitivos son los altos costos del transporte que, según la ACP, representan alrededor del 45% de los costos de operación. Mientras en el oleoducto Transecuatoriano, de Ecuador, el costo de transportar un barril por kilómetro es de 0,5 centavos de dólar, en Colombia está entre 1 y 1,2 centavos de dólar por barril por kilómetro en los oleoductos de Ocensa.

Por eso, Francisco Lloreda reclamó del Gobierno que “se requiere una intervención urgente en las tarifas de transporte por oleoductos, pues son excesivamente altas frente al costo de producción, no son competitivas a nivel internacional y son el principal obstáculo de las empresas en esta difícil coyuntura.”

Propuestas de salvamento

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 e ImpoRenta) 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 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 importantes pero insuficientes sin la reducción en las tarifas de transporte por oleoductos.

Por su parte, Campetrol señala que “el mundo y la industria se enfrentan a una de las peores crisis en la historia reciente, por lo que es importante seguir incentivando su desarrollo para evitar que las empresas de toda la cadena de valor del petróleo en Colombia se enfrenten a un escenario crítico”, y recomienda que “las compañías deben apostarle a las buenas prácticas, la optimización de portafolios y mejoras en sus eficiencias, para así enfrentar la coyuntura de la mejor manera y continuar trabajando en pro de la industria petrolera colombiana.”

“Al analizar la crisis de doble coyuntura por la que estamos pasando en la actualidad, entendemos que los fundamentales que la causan son de tipo estructural y no solo especulativo. Lo anterior indica que esta crisis va a incidir profundamente en la economía nacional e internacional, y que debemos prepararnos, por un lado, para el impacto real que llegará en el segundo trimestre de 2020 y, por otro, para una larga y lenta recuperación”, concluye Campetrol.

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