Hablar de hidrocarburos en Colombia implica tocar inmediatamente dos ramas de la esfera nacional: la económica y la social. La primera porque indudablemente los precios de los hidrocarburos, puntualmente los de minería y petróleo, impactan de forma negativa o positiva en la inversión extranjera directa del país; la segunda, porque son múltiples los puntos de vista que tienen las comunidades respecto a las exploraciones y explotaciones mineras. Una muestra de ello son las múltiples consultas populares que se realizan año tras año.  

Ante este panorama, Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, saca una conclusión: “Solamente cuando nos falte el gas en los hogares, cuando no tengamos gas en el calentador, cuando no podamos tanquear el vehículo o no podamos prender un bombillo porque no hay gas para la generación de energía, las personas van a entender la importancia que tienen los hidrocarburos. Cuando uno entiende en qué parte de la vida diaria están presentes los hidrocarburos, uno entiende lo importante que es el desarrollo de esta industria”. 

Lo dice, defendiendo los principios de la entidad que dirige, basados en administrar los recursos de forma sostenible, garantizando el aprovechamiento, pero sin afectar la vida de las generaciones futuras, “hidrocarburos hay en muchas zonas del país, pero en muchos casos extraerlo pone en peligro un sistema de reserva protegido y por eso decidimos no hacerlo”, detalla. Muestra de su  tarea son las reposiciones de reservas equivalentes al consumo que ha promovido durante sus dos años de gestión, con el fin de lograr reponer lo que se va gastando para garantizar la autosuficiencia en los años futuros. 

“Nosotros teníamos a comienzos de este Gobierno unas reservas cercanas a los 2.000 millones de barriles, que con el nivel de consumo nos alcanzaba para siete años. Hemos producido en estos ocho  años 2.700 millones de barriles; es decir, 700 millones más de las reservas con las que comenzó el Gobierno. Hoy, pese a ese gran consumo, dejamos un nivel de autosuficiencia de seis años. Aprovechamos el momento de coyuntura de precios altos, donde se incrementaron los contratos, muchos de ellos exitosos, y hemos incrementado reservas por nuevos descubrimientos”.

En el momento de la crisis (2015 - 2016) como no se podían  recuperar recursos vía contratos, la tarea de la ANH consistió en optimizar los yacimientos ya descubiertos, mejorando el factor de recobro que, vale la pena mencionar, en Colombia es bajo. De cada 100 barriles que se descubren en un yacimiento solo se pueden llevar a la superficie 19. Las razones están relacionadas con condiciones geológicas, precios o tecnología. “Ningún país logra un nivel de recuperación del 100 %, sin embargo, cada vez que incrementamos un punto porcentual estamos incrementando en nuestras reservas 500 millones de barriles. Eso nos ayudaría a reponer lo que consumimos en año y medio”.

Pero si algo tienen de positivo los momentos de crisis es que permiten trabajar en estrategias alternas. Por ejemplo, en la época de bajos precios hubo una importante noticia para el país y fue que las inversiones en el mar Caribe alcanzaron quizá los topes más altos en cuencas fronteras en el mundo. Lo que permitió que entre 2013 y 2016 se adelantara el programa sísmico más desafiante en el mar Caribe colombiano: se hicieron más de 127.000  kilómetros de sísmica, que terminaron con los hallazgos de 2016 y 2017. 

Pero en el mar Caribe colombiano gran parte de las áreas que se han otorgado son contratos de evaluación técnica, en donde las compañías solo tienen la posibilidad de evaluar geológicamente, pero no pueden explorar y mucho menos explotar. La posibilidad que tienen es que, al finalizar el contrato de los tres años, pasen a un contrato de exploración o producción si el área es de su interés. Y lo que estaba pasando era que muchas de esas compañías habían manifestado el interés de convertirse a contratos de exploración, pero veían que los términos contractuales colombianos no eran tan competitivos como en Brasil, México y Canadá, competidores en off shore. 

“De ahí la necesidad de reformular todo el tema contractual para la industria off shore. “Trabajamos durante un año en la Agencia con el acompañamiento del Ministerio de Minas y, finalmente, hace un mes promulgamos la nueva minuta, que son las reglas de juego para esos contratos que se deben ajustar. Lo único innegociable son las condiciones económicas con las que se pactó el contrato”, explica Velandia.  

Otro de los grandes logros durante esta gestión fue el Acuerdo 02 de 2017. En palabras del directivo: “Aprovechando la crisis, empezamos a mirar en qué elementos contractuales estábamos perdiendo competitividad y llegamos a la conclusión de que el esquema de contratación en Colombia o el esquema de asignación de áreas que utilizábamos históricamente —que eran las rondas— había que revaluarlo porque tomábamos unos bloques y los ofertábamos en unos procesos licitatorios cada dos o tres años. Entonces, cambiamos ese esquema para empezar a ofertar áreas permanentemente”. 

En otras palabras, durante cualquier época del año la ANH puede estar ofertando. Manteniendo la regla general de que las áreas para explorar y producir hidrocarburos se harán mediante procesos competitivos, abiertos, transparentes, para que toda la comunidad los pueda analizar y vigilar.  Se trata de un sistema novedoso de clasificar áreas, que permite que el contrato se pueda ajustar al nivel de precios que se esté dando en su momento.  

“Nosotros tenemos una de las tasas más altas del Government Take; es decir, Colombia es uno de los países que más se queda con porción de la renta petrolera. Las personas a veces solo comparan regalías,  pero todo el tema de impuestos, renta, IVA, más los impuestos territoriales, es lo que determina el Government Take”. Otra de las ventajas del Acuerdo es la posibilidad que brinda de terminar el contrato cuando haya problemas de orden social, ambiental o de baja prospectividad o de trasladar esas inversiones a otras áreas de exploración.

En cuanto al CERT (Certificado de Reembolso Tributario), surgió como un incentivo fiscal para que las compañías acrecentaran sus inversiones en las regiones, con el fin de buscar recursos nuevos o mejorar el factor de recobro. ¿Cómo funciona? A las compañías que inviertan en actividades conducentes a aumentar el factor de reservas, o a la  incorporación de nuevas o por desarrollar las ya existentes, se les otorgaba un beneficio tributario que consiste en un certificado de reembolso, es decir, un bono tributario que le permite pagar otros impuestos. 

“Vale la pena mencionar que hay un criterio de evaluación de los proyectos. La reglamentación permite que haya una relación costo-beneficio, que se cumplan los parámetros y que se vigile la materialización de esas inversiones. Si el proyecto no cumple con todas las reglas no se le puede otorgar el CERT, eso sería solo una expectativa”.