Meta fiscal depende aún de inversión en crudo

Según el Marco Fiscal de Mediano Plazo (Mfmp) de 2016 ese sería el aporte necesario, sin contar regalías ni derechos económicos para la ANH, con el fin de que a partir de 2022 el déficit fiscal converja a su nivel estructural de 1% del PIB. 

Sin embargo, para la ACP lo más seguro es que esto no se logre con las condiciones actuales ya que los campos están declinando a 14% y para mantener la producción en esos niveles (entre 600.000 y 900.000 barriles) se requieren inversiones de mínimo US$7.000 millones anuales que no se darían si no hay algunas condiciones para la inversión en medio de la crisis. 

De hecho para este año la estimación es que las petroleras en producción únicamente inviertan US$3.290 millones (adicionando los $90 millones que aprobó la Junta de Ecopetrol) con el fin de completar cerca de 150 pozos de desarrollo y trabajar en algunos programas de recuperación que permitan pelear contra la declinación.

Siendo así, y de continuar esta tendencia, el informe explica que habría un déficit de 50.000 barriles diarios en 2017 frente al Mfmp y de 640.000 bpd en 2026. 

Con la tesis de la ACP coincide el gremio de bienes y servicios, Campetrol, que explicó que lo más seguro es que se termine 2016 con una producción promedio de 886.000 barriles que “podrían caer hasta 700.000 dada la seguidilla de atentados, paros y bloqueos que se han exacerbado en 2016”, explicó Rubén Darío Lizarralde, presidente de la Asociación. 

Esto último es bastante preocupante, ya que lo más probable, según cálculos que entregó el mismo Gremio en el Foro “El futuro de la industria energética en Colombia” de la Sergio Arboleda, es que las regalías para este año caigan a $1,5 billones, lo que generaría aún más conflictos en las regiones para operar. 

Las soluciones a la vista

Para la ACP, aún hay dos escenarios que se podrían lograr para que se cumplan las metas del Mfmp. Y a pesar de que las “medidas son agresivas”, explican, “estas generarían que se tripliquen los proyectos de recobro mejorado, se multiplicaría por cuatro la exploración actual y aumentarían varias veces las inversiones de recobro primario y producción”. 

Las medidas son nueve. Uno, incentivos fiscales como descuento imporenta, devolución inmediata del IVA y amortización acelerada. Dos, renta máxima de 34%, incluyendo dividendos, si se aprueban. Tres, revisión de las tarifas de los oleoductos. Cuatro, disminución de los costos de diluyentes. Quinto, acelerar la entrada de la nueva metodología de asignación de áreas. Sexto, seguridad jurídica. Séptimo, claridad en el ordenamiento territorial. Octavo, acompañamiento en las regiones y aumento de estas en la participación de regalías. Noveno, mejoras de licenciamiento. 

Siendo estas las sugerencias del Gremio, este concluye en grandes términos que de implementarse cerca de la mitad de las medidas se podría llegar a un escenario base que adicionaría desde 33.000 barriles en 2017 hasta 210.000 en 2023. En el escenario optimista (nueve medidas) se podría aumentar la producción desde 40.000 barriles en 2017 hasta 420.000 en 2023. 

La opinión

Francisco José Lloreda 
Presidente de la ACP
“Tenemos unas instituciones estables en hidrocarburos. En la medida en que se fortalezcan el país podrá seguir siendo atractivo para la inversión extranjera”.