"Podemos terminar el año con una autosuficiencia superior a los seis años": Velandia

El 2018 inició con una recuperación de los precios del petróleo, lo cual generó grandes expectativas en la industria en el país, ya que podría generar una reactivación del sector y mejorar las cifras en materia de producción y de recursos para el país.

En entrevista con Colprensa, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Orlando Velandia, hace un balance del sector en el primer semestre del año, las expectativas al cierre del 2018 y los cambios de la contratación para la exploración, entre otros temas.

¿Cuál es balance del sector durante este primer semestre del año y las proyecciones al cierre?
Gracias a los precios que ha mantenido el crudo en este primer semestre y a las acciones que hemos venido tomando en los años de coyuntura, ya tenemos unas claras señales de recuperación del sector, no solo en materia de producción, actividad exploratoria, en la movilización de taladros en busca de nuevos recursos sino también para desarrollar los yacimientos ya existentes.

Estos indicadores de reactivación son el resultado de un mejor nivel de precios y de una estabilización que es un factor importante, porque no basta con que el precio suba sino que se estabilice, porque eso es lo que les permite a las compañías hacer su planeación de inversión. Además, hemos realizado unas actividades para dar unas señales contractuales que nos permite tener un mejor escenario y un futuro más alentador en la industria petrolera.

¿Cuáles son las expectativas al cierre del 2018?
Pese a que hay algunas preocupaciones por los niveles de demanda, en donde puede haber una reducción a nivel mundial que podría generar alguna caída de los precios, no creemos que en el corto plazo vaya a haber una reducción significativa de precios, lo que nos permitiría que al terminar el año en este segundo semestre no solamente tengamos un nivel por encima de los 855.000 barriles de producción diaria, acercándonos a los 860.000, sino que también que ese nivel de precios nos va a facilitar que en las proyecciones de recaudo de regalías, que son muy importantes para las regiones, podamos tener unas metas cumplidas y una reactivación en la inversión social en el país.

Desde muchos frentes se habla ya de una reactivación del sector. ¿Cuáles son esas señales que llevan a pensar esto?
Un factor dinamizador de esta industria es ver señales contractuales, institucionales para facilitar las operaciones y que se mantengan estables los niveles de precios. La mejor respuesta de esas señales es que las compañías están movilizando sus taladros para operar, ya sea para sacar el descubierto o para encontrar nuevas reservas.

¿Cuáles son las expectativas que se tienen en materia de exploración?
Luego de tener unas cifras críticas en 2016, en donde solo exploramos 21 pozos, el año pasado logramos perforar 54 y nuestra meta para este año es superar esta cifra. Tenemos que tener en cuenta que gran parte de esos compromisos exploratorios se realizan en el segundo semestre durante la época seca del año y en algunas regiones tendremos que esperar que cesen las lluvias para entrar al terreno y disponer los taladros.

Hasta el momento llevamos 25 pozos en lo que va corrido del año y por eso esperamos que en este segundo semestre estemos superando 54 que hicimos en 2017, porque podemos tener una mayor actividad de la industria en las regiones.

Con esa expectativa de recuperación, desde la ANH han anunciado cambios en la contratación. Uno de ellos es la modificación a la contratación offshore. ¿En qué consiste?
Nosotros teníamos firmados contratos de evaluación técnica con varias de las compañías en el mar Caribe colombiano, los cuales ya están llegando a su parte final y las empresas tienen opciones de convertirse a contratos de exploración y producción, es decir que les permita acometer la perforación de pozos y buscar los hidrocarburos en esas áreas. Pero las condiciones contractuales que teníamos en Colombia no estaban siendo bien vistas por muchas de esas compañías, porque no éramos competitivos en los términos contractuales en relación con otros países como México, Brasil, Argentina y el mismo Canadá.

De esa forma, necesitábamos hacerle un ajuste y una revisión a fondo a esos términos contractuales y colocarnos a la vanguardia de esos países en materia competitiva. Nosotros hicimos ese ajuste y hace un poco más de un mes promulgamos la nueva minuta contractual off shore, que en opinión de muchos expertos nos coloca a la par con varios países de la región y ha sido bien recibida por la industria. De hecho, ya hemos sido notificados por parte de las compañías su intención de pasarse a contratos de exploración y producción, que nos va a permitir buscar esos hidrocarburos y en lo posible entrar a producir.

¿Qué expectativas tienen a futuro con este cambio en la contratación?
Lo que nosotros podemos empezar a hacer es la conversión de todas esas áreas que estaban en contratos de evaluación técnica y pasarlas a contratos de exploración y producción, lo que nos permite darle una reactivación enorme a toda la actividad petrolera en el mar Caribe. De hecho, un elemento que también ha sido vital para este interés de las compañías es el descubrimiento de cuatro pozos en el mar caribe y eso también llama el interés de las compañías, pero teníamos que ajustar esos términos contractuales y no desaprovechar las oportunidades que teníamos.

Muchas personas han sido escépticas con este tipo de exploración en el mar Caribe. ¿Debe Colombia seguir apostándole a este tipo de exploración?
Los recientes descubrimientos de 2016 y 2017 nos demuestran que tenemos unas áreas muy prospectivas, que tenemos una cuenca donde no solamente podemos encontrar gas sino también hidrocarburos líquidos. Las compañías han entendido esto y han evaluado los modelos de los sistemas petrológicos que hemos planteado en la ANH, los cuales fueron corroborados en descubrimientos por empresas que son grandes jugadores en el mundo y nos han manifestado su gran interés.

El mejor indicador de esto es que en la época de recesión petrolera en el mundo, en donde en ninguna cuenca estaban haciendo inversiones, solo se realizaron en el mar Caribe colombiano y pudimos tener un desarrollo en el 2014, 2015, 2016, lo que significa que las compañías le creen al futuro de la industria hidrocarburífera en el caribe del país y lo que necesitamos desde el Gobierno es generar las condiciones para tener esa inversión.

¿Cuántos bloques espera adjudicar la entidad este año?
Nosotros tenemos en la conversión de nueve bloques, que cobijan un área de casi el 25 % de nuestro territorio marítimo y eso nos permite tener una cobertura muy importante en materia exploratoria. Pero también estamos pensando en los próximos procesos de asignación, adjudicar y salir a ofrecer unas nuevas áreas en el mar Caribe del país.

Había muchas expectativas con la cuenca Sinú-San Jacinto. ¿En qué quedó este tema?
Adelantamos el proceso y en esa coyuntura de promulgar los reglamentos las compañías nos solicitaron tener más precisión en aspectos legales y nos pidieron que suspendiéramos el proceso hasta tanto ellos no tuvieran esas precisiones de tipo jurídico que de pronto no estaban muy claras. Nosotros ya hicimos los ajustes hace unas semanas y lo que tenemos es que sentarnos con las compañías que están habilitadas para reactivar el proceso y mirar cuál es su futuro de la asignación de esos 15 bloques.

La ANH anunció que se va a optar por la asignación permanente, ¿Cómo va a funcionar esto?
El proceso de asignación permanente fue aprobado hace unas semanas por el consejo directivo y es la regla de juego de cómo va hacer la asignación de áreas en Colombia. Ese es el mecanismo general de asignación y se va a realizar a través del proceso competitivo permanente que ya fue reglamentado y en el que las compañías empezaron a manifestar su interés.

La nueva regla general es que en este proceso la ANH estará ofreciendo permanentemente bloques y cada vez que una compañía hace una oferta por un área empieza como una pequeña mini ronda por esa zona. Entonces recibimos la oferta, se anuncia a nuevas compañías que quieran interesarse y eso lo estamos haciendo continuamente porque en el mes a mes o cada dos meses estaremos actualizando el mapa de áreas buscando el mayor beneficio para el país.

¿Cuántas áreas se van a ofertar bajo esta asignación?
En ese proceso ya tenemos listas 20 áreas, que son las que vamos a ofertar en el próximo consejo directivo y lo que queremos es recibir la aprobación y colocarlas en el mapa de áreas. Pero también los mecanismos que establece los términos de referencia contempla la posibilidad de que las compañías puedan presentar solicitudes de áreas específicas donde tengan interés, no necesariamente las que se oferten desde la ANH.

¿Cuáles son los requisitos que tendrán que cumplir ahora las empresas para postularse?
Las compañías tienen que estar actualizadas y las áreas se van a clasificar ahora por un sistema de puntos y dependiendo de la clasificación se van a exigir unos requisitos de habilitación, sobre todo de capacidad financiera y técnica específicamente para cada tipo de área. Es decir, la compañía no se habilita para participar en un proceso como en la rondas, sino que ahora tienen que tener capacidades específicas dependiendo del tipo de zona, porque no es lo mismo un contrato celebrado en un área madura en donde ya se tiene un conocimiento de la prospectividad, que un área que es una cuenca frontera cuya información es muy básica y por eso no se debe exigir el mismo tipo de inversión de capital.

Frente al tema del fracking, se viene estudiando un proyecto para prohibir esta actividad en Colombia. ¿Qué opinión tienen desde la agencia?
Nos parece que ese debate hay que hacerlo cuando se dé en el Congreso, en el escenario de la discusión del proyecto, y ahí estaremos exponiendo nuestros argumentos como Gobierno. Estamos leyendo los argumentos del proyecto de ley y en su momento haremos nuestras precisiones sobre nuestra lectura de este tema.

Lo que consideramos en la ANH es que lo que deberíamos pensar primero es superar la etapa en la que estamos, para saber cuáles son nuestros potenciales reales. Muchos sectores están pensando en prohibir una actividad a través de ese proyecto de ley sin tener un mayor conocimiento de los elementos potenciales, pero las discusiones técnicas de los temores y de los argumentos queremos esbozarlos en las discusiones que se den, que en su momento quisiéramos que fueran lo más técnica y científicamente posibles.

¿Qué tanto ha avanzado el tema del fracking en el país?
Estamos en una fase exploratoria hasta ahora y sin conocer cuál es el potencial de los recursos, entonces no nos atrevemos a decir de cuánto son las cifras, pero creemos desde el punto preliminar y geológico que Colombia tiene unos potenciales importantes y que es necesario que con un análisis juicioso de las conveniencias sociales, técnicas, financieras y ambientales se debería pensar en eso una vez que se tenga las conclusiones de esa primera evaluación.

Si llegásemos a considerar que los recursos son extraíbles y necesarios, siempre se va a hacer con los más altos estándares ambientales y técnicos, pero tenemos que resaltar que estamos en una fase todavía muy preliminar del proceso y hasta ahora estamos explorando si hay los recursos y cuáles son las condiciones. Actualmente tenemos firmados siete contratos en fase exploratoria, que dadas las coyunturas de tipo ambiental estamos a la espera de poder seguir avanzando en cada una de los procesos para conocer nuestros reales potenciales en este tema.

¿En cuánto están las reservas de petróleo del país?
Creo que una buena noticia que pudimos darle al país al comienzo de este año es que por primera vez, después de varios años, tuvimos un factor de reposición de reserva superiores al 100 %, ya que el año pasado alcanzamos un factor del 138 %, es decir que de los recursos que consumimos de la reservas cuántos pudimos reponer por optimización de yacimientos, por nuevos descubrimientos, mejoramiento de factores de recobro, entre otros.

Llevábamos dos años, 2015 y 2016, con factores negativos por la crisis de la caída de los precios y no había nuevos descubrimientos, no había una actividad exploratoria, porque estábamos en una recesión a nivel mundial y en Colombia no estábamos ajenos a eso. Nosotros empezamos a hacer unos esfuerzos desde 2016 que se pudieron materializar el año pasado con un factor de recobro de 138 barriles, es decir repusimos 38 barriles más de los que teníamos que reponer.

¿Cómo puede terminar este año?
Creo que podemos terminar con un horizonte de autosuficiencia superior a los seis años, gracias al nivel de precios y a la optimización que estamos haciendo en los yacimientos.

'¿Con este panorama, ¿cuántos recursos podrá dejar este sector por concepto de regalías al país?
Nosotros creemos que vamos a terminar el año por encima de los 6 billones de pesos, es decir casi un 50 % más que el año pasado. Esta es una cifra muy importante porque en el 2017 estuvimos por el orden de los 4 billones y por eso creo que por las condiciones actuales podemos superar esta cifra considerablemente, a un nivel muy cercano al que teníamos en los años 2014, que fue una época muy buena por la producción y los precios.

¿Cómo está el país en materia de gas?
Nuestro nivel de autosuficiencia es superior a los 11 años y hay compañías que le siguen apostando al gas y muchas ya han reportado algunos hallazgos este año, por lo que tenemos una tranquilidad en este tema. Sin embargo, el gobierno ha considerado que hay que seguir tomando seguros importantes y por eso se está hablando de la planta de regasificación del Pacífico como una medida para garantizarle a la industria que tenga la provisión de gas. A nosotros como ANH lo que nos corresponde es seguir incentivando la actividad exploratoria y la producción de gas en nuevos descubrimientos y lo que se está ejecutando.