petroleo colombiaEl sector extractivo en Colombia/2014.

La coyuntura petrolera y minera y sus implicaciones económicas, fiscales y políticas. 

horacio_duqueHoracio Duque. 

El sector extractivo de la economía colombiana comprende varias actividades entre las que están los hidrocarburos y los minerales.

La importancia del sector de hidrocarburos en colombiano se deriva de su rol central en el logro del pleno abastecimiento de la demanda de los distintos productos que consumen el sector productivo y las familias a costos eficientes y de su impacto en la economía y las finanzas del Estado. El peso de la minería se desprende de las ventajas comparativas de Colombia en dicho ámbito y en la alta demanda global por los recursos. Este documento sobre el sector extractivo colombiano se propone hacer, en primer lugar, una aproximación a la actual situación (2014) del sector con una descripción y análisis de la evolución de la industria petrolera y minera, incluyendo las cifras macroeconómicas y los datos más relevantes de su crecimiento. De igual manera se realiza, en segundo lugar, una mirada de la evolución reciente del sector, en lo que corresponde a los años posteriores al 2010. Finalmente se señalan los principales retos y dificultades del sector, así como su posible agenda de corto y mediano plazo para identificar oportunidades.

1.         Situación actual del sector extractivo.

Subsector del petróleo. La actividad petrolera, de acuerdo con los reportes de la Asociación Colombiana de petróleo/Acp, registra en los primeros siete meses del 2014 los siguientes indicadores y tendencias. Lo más visible consiste en el incremento en la actividad exploratoria y el retroceso en la producción.

Respecto de la exploración, al 31 de julio de 2014, la sísmica alcanzo 18,5 mil km equivalentes (eq), que son el 37% del programa del 2014, mostrando un aumento del 43% frente a lo ejecutado en el mismo periodo de 2013. En tierra firme se han adquirido 6 mil Km eq, esto es el 28% del programa 2014 y en costa  afuera se han adquirido 13 mil km eq, esto es el 43% del programa 2014, lo que significa una ligera recuperación de la sísmica en tierra firme cuyo ritmo viene disminuyendo en los últimos años. Las empresas privadas han realizado el 87% de la sísmica adquirida y Ecopetrol el 13%. adicional (ACP, 2014). A julio 31 se perforaron 74 pozos, con 12% de incremento respecto del  mismo periodo de 2013 (66 pozos). Comparado con la programación para 2014 (208 pozos), se registra un avance del 36%. Las empresas privadas han perforado 64 pozos y Ecopetrol los 10 restantes. (ACP, 2014). Coincidiendo con el crecimiento de la perforación, en julio de 2014 se registraron 257 taladros en el país. De estos, 155 se encuentran contratados, de los cuales 127 están operando y 11 están en stand-by por asuntos relacionados con la socialización ante comunidades (1 taladro), consulta previa (1 taladro), bloqueos (1 taladro) entre otros. Sobre la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanzo 979 KBPD (2,6% inferior al nivel registrado entre enero-julio de 2013). En julio la producción registro un promedio de 968 KBPD, disminuyendo 4,16% con respecto a junio/14 por causa de  atentados en el oleoducto Caño Limon-Coveñas y en las instalaciones de producción, también por fallas operacionales y de mantenimientos en algunos de los principales campos productores. Los desfases en el cumplimiento de la producción llegan a niveles de 100 mil barriles diarios de petróleo (ACP, 2014).

En los primeros 7 meses de 2014 se registraron 119 atentados (contra oleoductos, torres de energía, vías y puentes), de los cuales 100 (81%) fueron contra oleoductos, es decir, más de 8 veces el número de atentados que se registraron en 2010. A julio de 2014 se resalta una tendencia decreciente de los bloqueos en los departamentos de Casanare, Meta, Putumayo, Cesar y Arauca, pero un crecimiento importante en Santander, donde se presentaron 63 reportes de bloqueos a las operaciones, por encima de los 39 que se habían registrado para igual periodo del 2013.

En el primer semestre del año, las exportaciones de petróleo y derivados retrocedieron 2,3% frente al mismo periodo de 2013, alcanzando una participación de 56% sobre las exportaciones totales.

El principal comprador de hidrocarburos colombianos sigue siendo Estados Unidos, con 4,4 mil millones USD a pesar de la alta reducción de las ventas de crudo a dicho país. China e India se ubican en segundo y tercer lugar respectivamente, siendo China el país que más ha compensado la caída de las exportaciones de petróleo a EEUU.

Conviene hacer un comparativo, en términos cuantitativos, el crecimiento de las exportaciones con el de las reservas. En 2002, se exportó, entre petróleo crudo y sus derivados, 20´042.176 toneladas métricas y en 2013 la misma fue de 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%.  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.

En la ronda petrolera de 2014 se ofrecieron 95 áreas para exploración y solo hubo oferta por 27, siendo el nivel más bajo de todas las rondas celebradas en el país cuyo promedio había  sido del 45%. El panorama descrito de la ronda ha hecho que algunos observadores sugieran una caída del apetito por los hidrocarburos colombianos.

En este cuadro coyuntural de la industria, conviene señalar que el 68% del negocio petrolero lo tiene el sector público y el 32%, el sector privado.

Subsector Minero. En el primer semestre del 2014 se produjeron 47,3 millones de toneladas de carbón. El Ministerio de Minas y Energía calcula que se podría llegar a las 95 millones de toneladas en el año. Aunque esa cifra seguiría por debajo del Plan Nacional de Desarrollo (114 millones), sí superará el dato de 2013 (85,5 millones).

De la producción total en los primeros tres meses del año, el 93,4 % se concentró en los departamentos del Cesar, con el 56,8 % y La Guajira, con el 36,6 % del total nacional. El 6,6 % restante corresponde a la producción de carbón del interior de país que alcanzó 1,6 millones de toneladas.

Durante el primer trimestre, el 97% de la producción total se exportó a los mercados internacionales, mientras que el 3 % restante es para suplir el consumo interno.

A pesar de exportar casi la totalidad de la producción, las exportaciones durante este primer trimestre cayeron 13,1 %, al pasar de 17,4 toneladas en el primer trimestre de 2013, a 15,1 toneladas en igual periodo de este año.

Según la Agencia Nacional de Minería, esta reducción obedece a las restricciones impuestas por las autoridades ambientales reflejadas en la suspensión de cargue de buques en los puertos de Drummond y Colombian Natural Resources en los primeros meses del año.

El subsector del carbón se encuentra totalmente en manos privadas.

Este año ha sido más tranquilo para las empresas en materia de protestas y paros sociales.

La producción de oro disminuyó durante el primer trimestre del año a 445.543,59 onzas troy, lo que representa un 7 % por debajo de la cifra registrada en el mismo periodo del año pasado. Según la ANM, el comportamiento estuvo relacionado con el menor precio del dólar. Además, el impacto en regalías derivadas del oro igualmente mostró una tendencia descendente, al pasar de $41.614.053.190 en el primer trimestre de 2013 a $32.770.881.766 en igual periodo de este año, con un decrecimiento del 21,25 por ciento.

El mineral de plata registró una producción de 107.983,41 onzas troy en el primer trimestre de 2014.  En cuanto a platino, la producción llegó a 7.986,40 onzas troy en contraste con las 10.685,05 onzas troy que se produjeron en el mismo periodo de 2013.

Más del 60% de  la producción minera se exporta. (Martínez).

En la actualidad, China es el principal importador de carbón.

refineria barrancabermejaImpactos macroeconómicos. El sector de los hidrocarburos representa el 8% del PIB; el mismo genera más del 40% de los ingresos de la balanza de pagos; representa más del 70% de las exportaciones colombianas; ha llegado a representar el 85% de la inversión extranjera directa; es la principal fuentes del mercado de divisas; el sector aporta 1/5 del recaudo tributario del gobierno, excluyendo regalías y dividendos de Ecopetrol. El  número  de  empleos  generados  por  el  sector  de minas e hidrocarburos ha aumentado en 37,7% durante los últimos años, pasando de 175 mil en 2005 a 241 mil en el año 2012 (Martinez).

Las regalías para el 2014 se estiman en más de 10 billones de pesos.

2.         Evolución reciente del sector.

La Locomotora minero energética se estableció como prioritaria en el Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014, al asignársele a la misma el 41% de la inversión y tomar el 54% de la inversión privada prevista en el Plan. (DPN, 2010). En dicho Plan la producción de petróleo debía pasar de 990.600 bpd a 1.400.000, el carbón de 73 millones a 124 millones en el 2014 y el oro incrementarse desde 48 toneladas por año a 72 al cerrar el periodo presidencial.

El  auge minero-energético global,  logró  que  el PIB  del  sector  pasara  de crecer al 1.8% anual durante 2004-2007 a crecer un 10,2% anual durante 2008-2012 (Clavijo).

Subsector petrolero. Hoy en día se registran en Colombia más de 150 compañías privadas invirtiendo en exploración y producción en el país. En 2013  la exploración  sísmica  llegó a 29 mil  kms equivalentes  (eq),  lo que  representa un crecimiento del 57% frente al 2012, asociado principalmente a  la dinámica registrada costa afuera (23,5 mil kms eq) que creció casi cinco veces frente a 2012; y a pesar de la importante caída del 63% en la sísmica onshore. Esta última alcanzó en 2013 una ejecución de tan sólo 33% frente a  lo programado. El retroceso en  la ejecución de  la sísmica onshore estuvo asociado a dificultades  en  la  operación,  que  dejaron  como  resultado más  de  7 mil  kms  de  sísmica  sin  ejecutar, los principales problemas fueron: problemas de orden público (dejaron 4 mil kms sin realizar), bloqueos a las operaciones (1,2 mil kms sin realizar), demoras en las consultas previas 1,2 mil kms sin realizar), y restricción ambiental (900 kms sin realizar). En 2013 se registraron 115 pozos exploratorios perforados,  lo que representa una caída de 12% frente al 2012 y una ejecución del 56% de  los pozos programados a  inicio de 2013  (206 pozos). Al  igual que en  la sísmica,  las dificultades para realizar  las operaciones  impactaron el resultado final, dejando 48 pozos sin ejecutar. En cuatro años se han perforado 471 pozos y se firmaron 132 nuevos contratos de exploración (Santos, 2014). Entre los años 2002 y 2013, el incremento del petróleo registró un crecimiento de la producción –en barriles diarios- desde 578 mil a cerca de un millón. (Aurelio). En 2013 el país cerró con una producción promedio de 1.006 kbpd, 7% por encima del 2012 aunque por debajo del crecimiento promedio del 12% observado en  los últimos 5 años. Este hecho se explica principalmente por restricciones de orden público y algunos imprevistos de carácter operacional. Frente a ello se  resaltan  los 163 ataques a oleoductos registrados a noviembre 30,  alcanzando el segundo nivel más alto desde 2008 (AC, 2014). Las exportaciones de crudo entre 2002 y el primer trimestre de 2014, llegaron a 136.750 millones de dólares, pasando de cerca del 20% del total exportado en 2003 a casi 50% en 2013. (Aurelio, 2014). En 2012 las exportaciones de petróleo alcanzaron la cifra histórica de USD$31.707 millones FOB, cerca del 53% del total de las exportaciones del país. En 2013 alcanzaron a U$ 32.483 FOB, el 55% de las exportaciones totales del país (Santos, 2014).

Al finalizar 2012, las exportaciones totales de crudo alcanzaron los 622 mil barriles día, 4,1% más que en 2011 cuando se  llegó a 598 mil barriles día.  En 2012, Estados Unidos fue el centro de recepción de los productos derivados con un 61% del total exportado pese a un significativa disminución con respecto a 2001, seguido por España y China con 10% respectivamente.

El PIB petrolero paso de US$5.108 millones en 2002 a US$ 33.118 millones en 2011. Este crecimiento del 548% del valor producido fue resultado principalmente de un aumento en la cotización de este bien seguido de un incremento en los niveles de producción. Los precios entre 2002 y 2010 se incrementaron en 310% y las cantidades en 58%. Más precio que cantidad. (Aurelio, 2014).

Este sector acaparó un 50%-76% del total recibido bajo Inversión Extranjera Directa/IED durante 2008-2012, con niveles pico de US$7.500 millones por año durante 2011-2012. La inversión externa directa en hidrocarburos entre el 2002 y el primer trimestre del 2014, sumo 32.476 millones de dólares, que representa el 30% de toda la de este periodo. (IED en hidrocarburos UPM/2013).

En la última década, las regalías petroleras han oscilado, como porcentaje del PIB, entre el 0,6% y el 1,5%. El government take, el porcentaje de las operaciones que quedan en manos del gobierno se ubica entre el 68% y el 70%, no obstante el Banco de la Republica, en un cálculo efectivo ya para el 2011, dice que es apenas del 43% y esto lo atribuye a que las deducciones tributarias a favor del sector petrolero y gas, hacen que la proporción de la renta que le corresponde al Estado sea inferior a lo planteado en los modelos teoricos (Aurelio).

Reservas. Al finalizar 2012, las reservas probadas  ascendían  a  2.377  millones  de  barriles  de  petróleo,  producto  de  nuevos descubrimientos, reclasificaciones y revisiones, con un aumento de 20,5% en los doce años y una  tasa de crecimiento promedio anual de 2,1% en el mismo período, en  tanto que los últimos 9 años, es decir desde la creación de la ANH, este indicador se mueve alrededor de 4.3% promedio anual. En el año 2000 el país disponía de una R/P de 7,86 años, cifra que se incrementó hasta 8,35 en  2001,  máximo  valor  alcanzado  en  lo  corrido  del  siglo,  que  luego  siguió  una  senda decreciente  llegando  al  valor más  bajo  en  2011  con  6.76  años, el cual se mantiene en la actualidad.     Hoy cerca del 90% del crudo que se produce procede de campos descubiertos hace más de dos décadas y en el mismo intervalo no se ha descubierto en Colombia campos mayores a 500 millones de barriles.

Subsector minero.La producción minera más representativa de Colombia es la del carbón, la cual ha aumentado de manera constante y sistemática en los últimos años, distribuyéndose en términos generales 90% para la producción de gran escala del norte del país y la producción del interior del país, que representa el 10% del total, donde los mayores productores son, en su orden: Boyacá, Norte de Santander y Cundinamarca. El  carbón  es  el mineral  que más  aporta  al  valor  de producción total, con el 66%, seguido por  los minerales metálicos y  los no metálicos, con 21% y 13% respectivamente (Martínez). La producción de carbón durante  los últimos treinta años pasó de 4 millones de toneladas en 1980 a 89,2 millones de toneladas en el año 2012. Entre el 2004 y el 2013 salto de 54 millones a 85 millones. (Clavijo). Su  crecimiento promedio  anual  es  de  5,59%.  Las exportaciones de carbón sumaron en 2012 un total de USD$7.805 millones FOB, el 13% del  total de  las exportaciones nacionales del mismo año.

A  partir  del año 2000,  se presenta  un  incremento  acelerado  de  los  precios,  que  coincide  con  el  aumento generalizado en el precio de los commodities en el nivel mundial, jalonado principalmente por  la  demanda  de  las  economías  emergentes.  No  obstante,  la  tendencia  para  los  dos últimos  años  muestra  una  caída  sostenida  en  los  precios,  pasando  de  alrededor  de USD$115 por tonelada en agosto de 2008 a niveles por debajo de los USD$80 a principios de 2013. Colombia aparece en 2009 con el 0,8% de las reservas probadas de carbón en el mundo y ocupa  el  puesto  10  en  la  lista  que  encabezan Estados  Unidos,  Rusia,  China,  India, Ucrania, Kazakstán,   Australia y Sudáfrica. Además el peso de  la producción de carbón mineral en Colombia en 2009  llegó al 1,4% del  total mundial, y si se  llega en 2014 a 124 millones de toneladas año estaría en el 2,5% del total mundial. Esta cifra la sitúa en el primer lugar en Latinoamérica y el séptimo en el mundo.

Al igual que el carbón, la producción de níquel ha aumentado de manera notoria durante las últimas tres décadas, con algunas caídas durante los últimos años, unas 30 mil toneladas en promedio, entre 1982 y 2012. Sus precios, que se mostraron relativamente estables hasta el año 2000, presentaron un pico en el año 2007 y un posterior desplome, del cual todavía están en proceso de recuperación. En promedio 30 mil dólares por tonelada.

La producción de metales preciosos en los últimos años ha repuntado de manera importante, los altos precios del oro y la plata en el mercado internacional han incentivado positivamente el desarrollo de esta minería. En 2012 se produjeron  66,17  toneladas de oro, cifra que  representa  un  cumplimiento del 91,9% de  la meta del cuatrienio y es superior en 10,27 toneladas a la cifra registrada en 2011. Entre 2004 y 2011  la producción de oro ha crecido a una  tasa promedio anual de 18%, pasando de 37,7 toneladas a 55,9 toneladas.  Igualmente, la producción de plata prácticamente triplicó su producción pasando de 8,5 toneladas en 2004 a 24 toneladas en 2011, mostrando una tasa promedio de crecimiento anual de 11,8%.

La participación de la minería es de 20,85% en las exportaciones del país, llegando a US$12.496,5 millones FOB en el 2012 y a US$10.015,0 millones FOB en el 2013. Las  exportaciones  de  minerales  han  crecido  de  manera  significativa  durante  la  última década. Este rubro, que en el año 2000 ascendía a 1.237 millones de dólares FOB, llegó a 12.496 millones de dólares FOB en el año 2012, aumentando su participación dentro  de  las  exportaciones  nacionales,  de  14,2%  al  21,3%  durante  el mismo  periodo(Memoria, 2011).

La participación del carbón en el total de las exportaciones es de 11,37%  para el año 2013, con US$6.687,9 millones FOB y de 13,56% para el período 2010 a 2013, siendo el de mayor contribución del sector minero y del rubro de las principales exportaciones; el ferroníquel tiene una participación en el total de las exportaciones de 1,16% para el año 2013, al llegar a US$680,1 millones FOB y de 1,63% para el período 2010 a 2013.

Mientras  en  el  año  2004,  las  regalías  aportadas  por  el  sector minero correspondían al 9,9% del total de regalías, en el año 2012 representaron el 18,7% del mismo rubro.  El valor pagado por concepto de regalías en el sector minero pasó de 285 mil millones de pesos en el año 2004 a 1,96 billones de pesos en el año 2012. Esta cifra ascendió a 2,03 billones de pesos cuando se tienen en cuenta los rendimientos financieros de las regalías recaudadas durante el último año.

Entre 2010 y 2013, el carbón representó en promedio el 71,83% del PIB minero, con un crecimiento del 6,83% durante este período, explicado principalmente por la mayor producción que pasó de 74,35 a 85,50 millones de toneladas. Otro de los factores que ha favorecido el incremento del PIB minero ha sido el comportamiento de los precios internacionales de los minerales especialmente del carbón y del oro, que han crecido a pesar de las variaciones presentadas durante el año 2013 (Memoria, 2013).

Los minerales metálicos tienen una participación en el PIB minero del 2013 que asciende a 20,24%, mientras que es de 0,44% con respecto al PIB total. Los minerales no metálicos presentan una participación en el PIB minero del 14,85% para el 2013 y de 0,32% con respecto al PIB total. (Contraloría 2014. Fuente Memoria 2011).

Indicadores macroeconómicos. En el año 2013, para el sector minero la participación en el PIB asciende a 2,35% con $10.683.000 millones.  Colombia se coloca entre los países más bajos en términos de ingresos fiscales por unidad de valor agregado por el sector de minas e hidrocarburos. Colombia comparte con Chile y Perú los niveles más bajos de participación del Estado en las rentas de este sector.   En las últimas dos décadas, por cada dólar aportado al PIB por la minería y los hidrocarburos, el Estado percibe ingresos fiscales de menos de dieciséis centavos (en el mejor de los casos, durante los últimos años de bonanza de precios en los mercados mundiales). Bolivia y Venezuela se encuentran en un nivel intermedio, mientras que Ecuador y México presentan una situación mucho más favorable, sobrepasando cuarenta centavos de dólar de ingresos fiscales por cada dólar de valor agregado aportado por la minería y el petróleo (en particular al final del período, cuando fueron más altos los precios de estos bienes en el mercado mundial.

Entre 2010 – 2013, la IED en el sector minero presentó un crecimiento promedio de 20,06%. En el año 2013, el sector minero alcanzó 2.916,2 millones de dólares, con una participación de 17,39%. En cuanto a la participación del carbón, en el total de la IED, se resalta que para el período 2010 a 2013 fue de 14,78% y de 12,20% para el año 2013, con US$2.045,8 millones, lo cual representa el mayor aporte del sector minero. Por su parte, los minerales metálicos tienen una participación en la IED de 2,99% para el período 2010 a 2013, para el año 2013 fue de 3,19%, al llegar a US$535,3 millones.

El sector minero tiene un Plan Nacional de Desarrollo minero para el periodo 2012-2018. Recientemente fue adoptado el Plan nacional de Ordenamiento Minero, PNOM, de acuerdo con lo ordenado por la Ley 1450 de 2011 en su artículo 109.

Con la caída de la ley 1382 de 2010 en la Corte Constitucional está vigente la Ley 685 de 2001.

3.         Principales retos y dificultades. Agenda de mediano y corto plazo. Las oportunidades.

En la economía colombiana se están presentando síntomas de un eventual fin anticipado del auge minero energético, por causa de una serie de problemas estructurales. El estancamiento de la Locomotora minero energética empezó a materializarse durante 2013-2014.

Esos problemas se han manifestado en continuos incumplimientos de las metas de producción de petróleo y carbón trazados en el Plan de Desarrollo 2010-2014. Por ejemplo, las brechas de incumplimiento han llegado ya a niveles de 100 mil barriles diarios de petróleo y unos 10-15 millones de toneladas año en lo referente al carbón, en este renglón la producción se ha estancado en 80-85 millones de toneladas año, muy lejos de la meta de 120 millones de toneladas-año que se había trazado para 2013.

Los crecimientos del 10% del sector minero-energético, como los observados durante 2008-2012 podrían estarse moderando en el futuro cercano, llegando a promedios tan solo del 2,5 anual durante la próxima década.

Solo resolviendo un conjunto de problemas legales y facticos, resultaría posible incorporar nuevas reservas de crudo –actualmente en niveles de 6,6 años de producción-, y además enfrentar los drásticos cambios que están ocurriendo a nivel global por cuenta de la revolución del “shale gas-oil” en Estados Unidos.

Tales problemas explican porque la economía no ha podido acelerar su crecimiento potencial hacia el añorado 6% anual y, de hecho, arriesga con bajarse del actual 4,5% a cerca del 4% durante el próximo quinquenio.

Subsector petrolero. La producción petrolera alcanzo la meta del millón de barriles diarios en 2013, con cerca de un año de atraso, y está teniendo serias dificultades para mantenerse en esos niveles. Según el Plan nacional de Desarrollo  a la altura del 2014 deberíamos estar perfilando hacia 1,2 millones de bpd y todo parece indicar que con dificultades estabilizaremos en los 950.000 bpd como consecuencia de una perversa combinación de voladuras de oleoductos y dificultades extractivistas (Clavijo). En  su  más  reciente  Marco  Fiscal  de Mediano  Plazo  de  2014  (MFMP-2014),  el  Ministerio  de  Hacienda  redujo  sus estimaciones  de  producción  hacia  niveles  de  1.062.000  bpd  durante  2014-2025   (vs.  los 1.143.000 bpd consignados en el MFMP-2013), aduciendo problemas de orden público  y  cuellos de botella en  lo  relacionado  con las licencias ambientales-ANLA y las consultas previas.

Subsector minería. En el caso del carbón  la producción estaría promediando unos 97.6 millones de toneladas/año durante 2013-2025. Descontando, por supuesto,  la solución de los problemas coyunturales (laborales-ambientales) que han impedido el  cumplimiento  de  las metas  oficiales  de  los  últimos  años.  Ello  redundaría  en producciones  crecientes,  incluso  llegando  a  niveles  de  105  millones  de toneladas/año a la altura de 2025.

Estas  proyecciones  de  incrementos  en  la  producción  del  carbón  están apalancadas en los continuos aumentos en la demanda mundial por dicho mineral, dado que su abundancia relativa y su atractivo en términos de precio seguramente terminarán por contrarrestar sus desafíos ambientales  (ver The Economist 2014, Coal: The Fuel of The Future, unfotunately). Ello ya ha empezado a evidenciarse en  países  como  India  e  Inglaterra,  donde  sus  consumos  de  carbón  vienen creciendo a  tasas del 8%-11% anual durante  los últimos dos años.  Incluso en  los Estados  Unidos,  cuna  del  shale  gas-oil,  la  participación  del  carbón  en  la generación de energía eléctrica apenas se  reduciría del 22% actual a niveles del 26% durante la próxima década (ver EIA, 2014). Por  el  contrario,  el  precio  del  carbón  continuaría  con  su  tendencia  decreciente dada  la mencionada abundancia relativa derivada del auge del shale gas-oil. Así, dicho precio promediaría niveles de US$77.7/tonelada durante la próxima década, equivalentes a caídas del orden del -3% anual.

La  producción  de  ferroníquel  estaría  promediando  unas  162.000  toneladas/año durante el período 2013-2025..

La producción del oro estaría promediando cerca de 2 millones de onzas/año durante 2013-2025.

La plata seguiría una dinámica similar, aunque con mayores volatilidades dado su mercado más  “pando”  y  sus aplicaciones  industriales  (explicando cerca del 50% de su demanda). Dicha producción promediaría unas 440.000 onzas/año durante la próxima década, al tiempo que su precio bordearía valores de US$21.4/onza en el  mismo  período  (vs.  valores  de  US$22/onza  actualmente).

Finalmente,  la producción de esmeraldas lograría mantenerse en niveles de 560kg/año, en línea con su comportamiento histórico.

Los obstáculos y dificultades del  sector. Los lastres estructurales que están afectando el sector extractivista colombiano en la actualidad se pueden dividir en problemas de carácter  legal  (aquellos cuya  solución  depende  de  la  expedición  de  nueva  normativa  o  cuya reglamentación es aún  incipiente) y  los de facto  (los cuales  requieren una mejor aplicación de la normatividad vigente).

En  el  caso  de  los  problemas  legales,  son  de  particular  relevancia:  i)  los procedimientos  de  consulta  previa  con  las  comunidades;  ii)  las  demoras  en  el  otorgamiento  de licencias  ambientales,  donde  los  tiempos  de  espera  han  aumentado  de  5  a  16 37 meses  durante  2006-2013;  y  iii)  los  importantes  sobrecostos  de  transporte  por cuenta de  las deficiencias en materia de  infraestructura minero-energética, con el agravante  de  los  recurrentes  atentados-voladuras  por  parte  de  los  grupos armados. Los  problemas  de-facto  se  concentran  en  los  frecuentes  bloqueos (laborales-sociales) a  lo  largo de  toda  la cadena minero-energética  (exploración-extracción-transporte). Su  solución  pasa  por lograr mayor presencia del Estado en esas áreas petroleras apartadas, supliendo  las necesidades-bienes públicos que las comunidades exigen a las petroleras.

Todo lo anterior ha derivado en serias complicaciones para el cumplimiento de las metas exploratorias. En efecto, dichos problemas legales y de-facto no permitieron la  exploración  de  cerca  de  50  pozos  durante  2013  (equivalentes  a  7.200km  de sísmica en  tierra  firme, cerca del 25% del  total efectivamente explorado). Allí,  los problemas  que  introdujeron  mayores  trabas  a  la  actividad  exploratoria  durante 2013  fueron:  las  licencias  ambientales  (30  pozos,  63%  del  total),  las  consultas previas (11 pozos, 23% del total) y los problemas de orden público (5 pozos, 10% del total).

Problemas de consulta con las comunidades. La Corte Constitucional  (CC) ha dicho que  las consultas previas (Art.330)  con  los  grupos  étnicos  constituyen  un  derecho  fundamental  de  dichas minorías. El problema es que tal derecho se está extralimitando en dos sentidos: i) se  cree  que  consultar  es  llegar  a  “negociar”  con  dichas  etnias;  y  ii)  que  las consultas incluyen todo el espectro de la actividad económica y no está limitado a la  protección  ambiental  y  cultural-ancestral.  Así,  dichas  consultas  se  han convertido en un verdadero veto para los proyectos en la explotación de hidrocarburos (ver Anif, 2012a). Las cifras más  recientes  indican cómo esos procesos de consulta previa se han duplicado, pues pasaron de 724 en 2011 a unos 1.440 en 2012, donde el  tiempo que  toma cada proceso está bordeando  los 13 meses (ver ACP, 2013).

Demoras en el otorgamiento de licencias ambientales. Los  trámites de  licencias ambientales venían  siendo manejados por el Ministerio de Ambiente y Vivienda durante el período 2001-2011 (Ley 99 de 1993). Si bien esos  trámites  venían  ejecutándose  de manera  expedita,  tomándose  cerca  de  6 meses, era evidente  la necesidad de  trasladar esas  funciones a una entidad con mejor  capacidad técnica  decisoria  y  con  mayor  autonomía  para  enfrentar  las presiones políticas.

Con  estos  criterios  a mano,  la Administración Santos  decidió  crear  la Autoridad Nacional  de  Licencias Ambientales  (ANLA), mediante  el Decreto  3573  de  2011.  Sin  embargo,  todo  parece  indicar  que  las  asignaciones  presupuestales  a  dicho organismo no han estado a la altura de lo requerido, lo cual se refleja en tardanzas  decisorias  que  afectan  el  costo  de  oportunidad  de  los  capitales  que  quieren  trabajar en dichos sectores minero-energéticos.  Por ejemplo, los tiempos de espera para obtener o no las licencias ambientales se han más que duplicado desde  la creación de  la ANLA. Un  trámite de solicitud de licencia  ambiental  que  solía  tomar  cerca  de  6 meses  en  el  período  2001-2009, está requiriendo cerca de 15-16 meses actualmente. Asimismo, los tiempos de modificación de  las  licencias ambientales han aumentado de  los 4-5 meses en 2001-2009 a los 14-15 meses actualmente.

Todo esto ha derivado en que las compañías petroleras han tenido dificultades en el  cumplimiento de  sus metas  de  exploración. Tan  solo  se  han  logrado  explorar cerca  de  112  pozos  en  promedio  durante  el  último  quinquenio  vs.  las metas  de 130-150  que  se  tenían.  Estimaciones recientes  sugieren  que  esos  problemas  en  el  licenciamiento  llevaron  a  dejar  de explorar cerca de 30 pozos durante 2013 (ver ACP, 2014).

Deficiencias en infraestructura minero-energética. Hay retraso en la  infraestructura  de  oleoductos-gasoductos  y  de  vías  férreas,  generando importantes sobrecostos de transporte.

Obstáculos de-facto.

Bloqueos a las operaciones. Este  fenómeno  de  bloqueos  a  las  operaciones  petroleras  se  ha  venido intensificando durante los últimos años, pasando de unos 91 casos en 2010 a un poco más de 500 en 2013. Allí,  los bloqueos más comunes han provenido de  los conflictos  laborales-huelgas,  los cuales  totalizaron 181 casos durante 2013  (29% del  total). En  términos  de  importancia,  le  siguen  los  bloqueos  por exigencias  de vías  (119 casos, 19% del  total), el uso de proveedores  locales  (114 casos, 18% del  total) y  los de  tipo social  (exigencias de hospitales, escuelas, etc.; 89 casos, 14%  del  total).  Estos  bloqueos  han  resultado  particularmente perniciosos,  convirtiéndose  prácticamente  en  una  fuente  de  extorsión  a  las empresas  petroleras  por  parte  de  individuos  inescrupulosos.

Resulta preocupante que, en su mayoría, estos bloqueos se originen en la falta de presencia  del  Estado  en  las  zonas  apartadas  del  país,  provocando  esas demandas-expectativas  “exageradas”  por  parte  de  las  comunidades  frente  a  las compañías  petroleras  (exigiéndoles  escuelas-vías,  etc.). De allí,  que  su  solución no  pase  por  la  expedición  de  normativa  adicional,  sino  por  la  aplicación  de  la normatividad vigente y el aumento de  la presencia Estatal en esas comunidades remotas.

Las dificultades de Ecopetrol. La Empresa Colombiana de Petróleos/Ecopetrol, no es ajena a las dificultades que aparecen en el sector extractivista. Administrar el 68% del negocio petrolero en Colombia (las compañías privadas detentan el 32%); aumentar las reservas y la producción; readquirir y completar REFICAR, tomando sobrecostos y resintiendo por disponibilidad de recursos la modernización de la de Barrancabermeja; comprar 100% de OCENSA, HOCOL y la operación de BP en Colombia; participar en SAVIA (Perú) y distribuir utilidades a socios privados y al Estado, que no son compatibles con el comportamiento de la acción en el mercado, puede llevar a la asfixia de Ecopetrol; todo esto, mas los importes e impactos crecientes en los últimos años para el transporte de crudo por atentados a oleoductos e infraestructura, complica los problemas. Un análisis del flujo de caja disponible para el pago de dividendos (FCE)  ratifica que “se fondea con nuevos préstamos y no es sostenible”.

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.

Efectos macroeconómicos. Los problemas del sector extractivo se trasladan a las cuentas nacionales del gobierno. 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. El déficit en cuenta corriente llegaría al peligroso umbral del 5% -5.5% del PIB para finales de la década, lo que llevaría a una caída del crecimiento económico porcentual, pasando del actual 4,56% real por año a solo un 4,5%.

Un menor dinamismo de  sector desaparecerá el superávit comercial en 2016. Bajaría la IED del 4.4% del PIB al 2.2% del PIB durante la próxima década. (partiendo de un valor actual del 0.7% del PIB en 2013), pudiendo llegar a causar déficits  comerciales  hasta  del  -2.5%  del  PIB  a  la  altura  del  año  2025.  En consecuencia, la cuenta corriente se estaría deteriorando del actual -3.4% del PIB en 2013 hacia valores del -5.5% del PIB en 2020 y del -5.2% del PIB hacia el año 2025.

Ese  menor  dinamismo  del  sector  minero-energético  podría  traer  aparejado  un secamiento de  la  Inversión Extranjera Directa  (IED),  la cual estaría  reduciéndose del  4.4%  del PIB  en 2013  al  2.3%  del PIB  durante  la  próxima década.

Ante  los mencionados  desbalances  en  la  cuenta  corriente,  evitar  una  crisis de  financiamiento externo  implicaría entrar a sustituir dicha  IED a  través de un mayor endeudamiento público  (a  ritmos promedio del 1.6% del PIB por año). Ello  conllevaría  un  fuerte  deterioro  fiscal,  alcanzando  niveles  del  51%  en  la relación  Deuda  Pública/PIB  (vs.  el  37%  del  PIB  actual).  De  ser  así,  Colombia entraría a arriesgar su bien ganado Grado de Inversión durante  los años de auge de 2010-2012.Los ingresos minero-energéticos de  la Nación se podrían estar  reduciendo del actual 4.9% del PIB a solo un 1.5% del PIB a  la altura del año 2025 (reducciones anuales promedio del 0.3%  del PIB  durante  la  próxima  década). Si  aislamos  las  pérdidas  de  recaudo concernientes  tan  solo  al Gobierno  Central  (GC,  sin  regalías),  podríamos  estar hablando de menores ingresos por cerca de 2.5 puntos del PIB durante 2013-2025  (-2.5%  del  PIB  =  -1.5%  en  menores  dividendos  de  Ecopetrol  –  1%  en  menor  Imporrenta minero-energético).

Los  ingresos minero-energéticos  del GC  pasarían  del  4.9%  del  PIB  actual  al  2%  del  PIB  en 2025 (totalizando pérdidas por el 2.9% del PIB vs. pérdidas del 3.4% del PIB en el escenario base). Al considerar solo los ingresos del GC, dichas pérdidas llegarían a  2.2  puntos  del  PIB  durante  2013-2025  (-2.2%  del  PIB  =  -1.3%  en  menores  dividendos – 0.9% en menor Imporrenta).

Conclusión.

Colombia ha construido una importante estructura minero energética en los años recientes, como resultado de las importantes reformas constitucionales, legales e institucionales realizadas a partir de los primeros años del siglo XXI. Pero, hoy se presentan dificultades, tanto para  la operación de Ecopetrol como para la inversión de las empresas internacionales,  asociadas con asuntos como las Consultas previas, las Licencias ambientales, los bloqueos sociales y los atentados a la infraestructura. Problemas que, igualmente estan repercutiendo en el funcionamiento general de la economía y la composición fiscal del Estado. Sin embargo, las soluciones planteadas, además de agilizar las licencias ambientales y de limitar las consultas previas, como la incorporación de nuevas tecnologías para buscar el aumento del recobro de los pozos ya explotados, como la combustión in situ, con la fallida sincronización STAR; el frackering, o ruptura hidráulica de estructura rocosa, o los yacimientos “costa afuera” (off shore), bastante más agresivas con los ecosistemas locales, no parecen ser las mas recomendables.

Según Oystein Noreng, hay otros elementos que gravitan en las dificultades petroleras como  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.

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