miércoles, 2 de octubre de 2019
El modelo de contrato petrolero que Colombia adoptó a partir de 2003 se basa en el modelo internacional conocido como contrato de licencia o concesión. En nuestro país, este acuerdo se denominó “contrato de exploración y producción”.
Este contrato se basa en la premisa fundamental de trasladar al inversionista privado todo el riesgo asociado a la búsqueda de los hidrocarburos en el territorio nacional, a cambio de obtener el derecho a recibir toda la producción de petróleo que descubra. Como contraprestación por este derecho, el inversionista debe pagar al Estado ciertas cargas económicas previstas en el contrato, así como también regalías, impuestos, tasas, contribuciones y demás obligaciones fiscales previstas en la legislación nacional.
Uno de las cargas económicas previstas en los contratos de exploración y producción firmados con la ANH con posterioridad a 2008 es el denominado “X de producción”. Desde aquella época, aprovechando los precios altos del petróleo que se registraban internacionalmente, se determinó que las empresas petroleras que quisieran participar en las rondas o subastas para obtener un contrato, debían ofrecer a la ANH un porcentaje de participación sobre el crudo que encontrarán. Esa participación era uno de los factores claves para la adjudicación de las ofertas. Infortunadamente, cuando el escenario de precios internacionales cambió, el X de producción se convirtió en un lastre económico para muchas empresas petroleras que encontraron yacimientos pequeños, haciendo inviable muchos proyectos. Numerosos campos descubiertos no pasaron a la etapa de comercialidad por esta circunstancia.
Teniendo en cuenta lo anterior, durante el último proceso competitivo adelantado por la ANH en junio y julio de 2019, el actual presidente de la entidad acertadamente decidió mantener la X de producción como un derecho económico a favor de la entidad, pero esta vez no le dio el carácter de factor de adjudicación. Esta decisión, sin ninguna duda, se reflejó en los muy buenos resultados obtenidos durante dicha subasta, donde se adjudicaron 11 de las 20 áreas ofrecidas, asegurando una inversión mínima de US$430 millones. Este porcentaje de adjudicación ha sido el más alto desde la creación de la entidad.
Pues bien, aprovechando y reconociendo esta evolución, valdría la pena ahondar en la posibilidad que viene analizando la ANH para utilizar este X de producción como una herramienta eficiente en la búsqueda de un justo balance entre el dinero que actualmente transfieren las empresas petroleras a favor del Estado (“government take”) y los beneficios que deberían recibir las comunidades en donde se explota el crudo. Para tal efecto, sería deseable que en futuras subastas la ANH determine que una parte de ese porcentaje de participación sea invertido directamente por las operadoras petroleras en obras de infraestructura en aquellos municipios aledaños a sus proyectos. De esta manera, las comunidades no tendrían que esperar los cinco o seis años que actualmente tienen que aguardar para ver los resultados de las obras realizadas con dineros provenientes de regalías.
Al ser una carga económica que se genera en el contrato petrolero ofrecido y suscrito con la compañía petrolera, bastaría una reglamentación interna de la ANH para determinar el alcance y cuantía de esta destinación. Huelga mencionar que destinar tales recursos a las regiones no solo generaría un beneficio directo a las tres partes involucradas (Estado, comunidad y operadoras), así como también, sería una obligación contractual tan auditable como lo son actualmente las demás cargas económicas que verifica permanentemente la ANH.
Sin duda alguna, la implementación de esta idea aminoraría la tensión que actualmente se vive con las comunidades, pues ellas mismas estarían interesadas en que tales obras de infraestructura se realicen en sus territorios mediante procedimientos directos, transparentes y eficientes.
