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El “fracking” como tal, o mejor… la Exploración y  Producción (E&P), de Yacimientos No Convencionales (que incluye el Fracturamiento Hidráulico multietapa en Roca Generadora o Fracking, entre otros), fué aprobado, presuntamente en forma ilegal, por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), al firmar Contratos de Concesión E&,P con ese fin, y al firmar “otrosís” para Yacimientos No Convencionales (YNC), en Contratos ya firmados de E&P de Yacimientos Convencionales, tales como: VMM 2, VMM3, VMM5, VMM 9, CAT 3,                                                                    entre otros.

Y digo que presuntamente ilegales, porque la Constitución Política, en sus Artículos 334 y 360 deja claro que las condiciones y términos para la Explotación de los Recursos Naturales, tanto Renovables como No Renovables, lo establece o define la LEY y no ACUERDOS, como lo está haciendo la ANH desde el año 2004. O sea que realmente, quien tiene que aprobar o prohibir el “Fracking,” o la E&P de YNC y  Convencionales, es el Congreso de la República mediante una Ley, estableciendo las condiciones y modalidad de contrato, y no la ANH, como lo ha venido haciendo.

Ahora, el tal llamado “Fracking”,  aprobado “ilegalmente” por la ANH y por el Ministerio de Minas y Energía al expedir el Decreto 3004 de 2013 y la Resolución 90341 de 2014, se encuentra suspendido por el Consejo de Estado; lo cual tiene a su vez suspendida la expedición de las Licencias Ambientales por parte de la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA). Dicha suspensión fue la que llevó al Gobierno Nacional a crear la Comisión de “Expertos”, cuyo informe no fue tenido en cuenta por el Consejo de Estado, quien a su vez le solicitó a la Universidad Nacional, crear otro Comité, quien ya rindió informe. Estamos a la espera del fallo. Probablemente esa normatividad se caiga, y el Consejo de Estado exija una nueva, basada en pruebas científicas que garanticen que el “fracking” no impactará irremediablemente el medio ambiente, no atentará contra la salud pública y la seguridad alimentaria; para lo cual el gobierno montó el parapeto de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), al expedir el Decreto 328 de 2020.

Y digo que los Proyectos Piloto de Investigación Integral son un parapeto, porque no impactarán, debido a que el Fracturamiento Hidráulico no se hará multi-etapa, y será en Pozos Horizontales de no más de un kilómetro, donde no se utilizará agua para el fluido fracturante, ni arena natural como material apuntalante o propante, sino que serán utilizados fluidos y arenas sintéticas importadas, no requiriéndose el uso de químicos en concentraciones tóxicas, ni generando impactos ambientales por captación de agua y material pétreo.

Serán un “golazo” para demostrar que se garantiza el principio de precaución, y poder definir la ” línea base ambiental” que permitirá la expedición de una nueva normatividad, y por ende, la expedición de las Licencias Ambientales.

Lo de la Licencia Social será “pan comido”, con simples socializaciones y sobornos a los lideres sociales, como lo han venido haciendo con los proyectos de E&P para Yacimientos Convencionales.

Sinceramente estamos en manos del Consejo de Estado, a no ser que el Congreso cumpla la Constitución Política, y legisle al respecto.

Ahora, lo aprobado por el Congreso en el Art. 210 del Proyecto de Ley que reglamenta el  Acto Legislativo 05 de 2019 (SGR), taxativamente NO fue una aprobación del Fracking. Fue la refrendación de un descuento en las regalías, que viene desde la Ley 1530 de 2012 para YNC (no solo para el fracking, sino para todo tipo de YNC). Esos descuentos, inicialmente se crearon en los parágrafos del Art. 16 de la Ley 756 de 2002, para el gas natural y crudos pesados de yacimientos convencionales. Lo raro es que estos cambios en la LIQUIDACIÓN de regalías, sean incluidos en una Ley de DISTRIBUCIÓN de regalías, pues no hay unidad de materia. Desafortunadamente ese descuento  no ha sido demandado.

Lógicamente no es justo hacer dichos descuentos, pues de por sí, la Ley 756 de 2002, bajó en un 60%, la tasa de liquidación de regalías que venía rigiendo (20%), y que pagan los campos maduros que opera ECOPETROL o que aún están bajo contrato de Asociación. Todos los campos que se han descubierto después de sancionada la Ley 756 de 2002, pagan una tasa de regalías del 8% o menos, pues la Ley aprobó descuentos adicionales, así: *20% para campos de gas continental (pagan 6.4%).  *25% para campos de crudo pesado de menos de 15°API (pagan 6%). Y … *40% para campos de gas costa afuera u offshore (aún no hay campos comerciales, pero Kronos, Orca, Purple Ángel y Gordon, recién descubiertos, pagarán 4,8% cuando se declaren comerciales).

Este último descuesto adicional del 40%, fue el que se extendió para los hidrocarburos (petróleo y gas) provenientes de Yacimientos No Convencionales, como el “Fracking”, en el primer parágrafo del Art. 14 de la Ley 1530 de 2012, y en el Art. 210 del PL que se discute actualmente en el Congreso.

Hoy existe un campo de gas asociado a mantos de carbón (YNC), de la Drummond, en el Cesar, llamado Paujil, que paga regalías del 4,8%.

El riesgo que tiene el país, es que dentro de 5 años, cuando se agoten los yacimientos o campos maduros que opera Ecopetrol o tiene en asociación (que representa el 70% de la producción actual  y que paga el 88% de las regalías que recibe el país), los colombianos dependeremos o disfrutaremos solo de las regalías de los campos nuevos, pues en la mayoría de los contratos de CONCESIÓN que viene firmando la ANH desde 2004, casi no hay participación en la producción, adicional a las regalías, como ocurría en los antiguos contratos de ASOCIACIÓN donde se recibía, adicional al 20% de regalias, un 40% de la producción. O sea, el país recibía el 60% de la producción total, en los primeros 22 años de producción del campo. Al terminar el contrato, el pais se quedaba con el 100% (lo que hoy opera y produce Ecopetrol directamente).

En los pocos contratos de CONCESIÓN de la ANH, donde hay participación en la producción, adicional a las regalías, ésta promedia el 3.5%.

Tal es así que las siguientes estadísticas de los campos comerciales, descubiertos después de aprobada la Ley 756 de 2002 y bajo el modelo de contrato de CONCESIÓN de la ANH, lo dice todo, y nos proyecta el futuro de la participación del país en la renta petrolera: la producción total (antes de la pandemia) fue de 206 mil barriles diarios, donde 15.550 barriles correspondieron al pago de regalías (7,55%), y  6.665 barriles de participación en la producción para la ANH (3,23%). O sea, de los campos nuevos y de los que se descubran a futuro, el país recibirá solo el 10,78% de la producción total (repito, antes de la Ley 756 de 2002 y de la implementación del contrato concesionario de la ANH, el país recibía el 60%).

Así las cosas, ante un escenario futuro (sin “Fracking”), de una producción de un millón de barriles por día, proveniente de campos nuevos, al país le corresponderán 100 mil barriles que no alcanzarán para cargar (dieta), nuestras refinerías de Barrancabermeja (250 mil barriles día), y Cartagena (150 mil barriles día). Ahora, si le dan “luz verde” al “fracking”, el cual, desde la expedición de la Ley 1530 de 2012, tiene un descuento del 40% en las regalías (refrendado en el Art. 210 del PL que reglamenta el SGR, repito), se recibirá solo el 4.8% de regalías, y máximo el 3% de la producción después de liquidadas las regalías (según los contratos que se han firmado). O sea que, de un millón de barriles diarios que produzca el “fracking”, se recibirán, a lo sumo, 80 mil barriles por día (regalías, más la participación en la producción).

Lo anterior significa qué, para garantizar el suministro interno o la autosuficiencia petrolera en el futuro próximo, el país tendrá que lograr una producción superior a 4 millones de barriles por día, sin “fracking”; o más de 5 millones de barriles por día, con “fracking”.

En resumen, con los descuentos que se le han dado en las regalías (Ley 756 de 2002, Ley 1530 de 2012, y ahora en el Art. 210 del PL del SGR), y la pérdida del 97% en la participación en la producción después de descontadas las regalías (modelo de Contrato de Concesión aprobado mediante los Acuerdos 08 y 10 de 2004, por parte de la ANH), el país ha perdido, a futuro, la AUTOSUFICIENCIA PETROLERA o el suministro interno.

Repito que a raíz de la expedición de la Ley 756 de 2002, en su artículo 16, se modificó la tasa de liquidación de regalías, pasando del 20% a un modelo escalonado, cuya tasa o tarifa de liquidación varía en forma escalonada desde el 8% hasta el 25%, dependiendo de la producción daría promedio mensual por CAMPO, más no por la producción TOTAL obtenida por el Concesionario o Contratista en el área o bloque adjudicado y declarado comercial. O sea, si un CAMPO produce menos de 5000 barriles por día, paga una tarifa de regalías del 8%, y si producen más de 5000 barriles por día, la tarifa va aumentando en línea recta hasta llegar al 20% cuando el CAMPO produce 125000 barriles por día. Si la producción por CAMPO oscila entre 125 mil y 400 mil barriles por día, la tarifa se mantiene en el 20%. Si producen entre 400 mil y 600 mil barriles por día, la tarifa varía entre el 20 y 25%; y si el CAMPO produce más de 600 mil barriles por día, la tarifa es del 25%. Cosa que es una UTOPIA, pues en Colombia nunca un CAMPO en forma individual ha llegado a producir más de 200 mil barriles por día. Caño Limón, por ejemplo, llegó a su máxima producción de 230 mil barriles, sumando la producción de 11 campos. Igualmente, Cusiana, Cupiagua, Rio Chitamena, Pauto, Floreña y Volcanera, llegaron a una producción total conjunta, máxima de 440 mil barriles. El CAMPO de Cusiana, solito, no alcanzó los 200 mil barriles por día. Igualmente, en Rubiales la producción alcanzó más de 200 mil barriles por día, sumando la producción de los Campos Quifa y Pirirí.  Y el campo más grande del magdalena medio, que es la CIRA INFANTAS, nunca superó la producción de 60 barriles por día. Lo anterior significa que un nuevo CAMPO en forma individual, difícilmente superará los 125 mil barriles por día, para volver a lograr una tarifa de regalías del 20%.

De esta manera, tras haber perdido el 60% en la tasa de liquidación de regalías, en la reforma del 2002, hoy el país se ha visto aún más perjudicado, porque algunas empresas petroleras, en los nuevos descubrimientos ocurridos del 2002 hacia acá, se están acostumbrando a bautizar como CAMPO cada locación o plataforma multipozo; fraccionando de esta manera la producción de los yacimientos o del área comercial, en varios CAMPOS, de tal manera que la producción por CAMPO, no supere los 5000 barriles por día, para no pagar más del 8% de tarifa de regalías, tal como se puede comprobar con las estadísticas, de los nuevos campos descubiertos,  y reportadas por la ANH.

Si históricamente solo 5 CAMPOS (el 1% de más de 500 CAMPOS descubiertos y declarados comerciales), han logrado superar la producción de 125 mil barriles por día…. ahora menos, con esta maña de fraccionar la producción del yacimiento o del área comercial… en varios CAMPOS.

Adicionalmente recuerden que en los nuevos contratos de Concesión E&P de la ANH, el contratista tiene “libre disponibilidad” de la producción de su propiedad (casi el 90%); o sea que no está obligado a vender su crudo para la refinación interna; y si lo vende, se le debe pagar a un precio de referencia internacional con ajuste por calidad según su ASSAY, según lo establece la Resolución 181709 de 2003, del Min Minas.

Por último, los invito a revisar todos los modelos de contratación para E&P de hidrocarburos, a nivel mundial, donde el subsuelo y los hidrocarburos son propiedad estatal, y se darán cuenta que en Colombia es donde las Compañías Petroleras pagan la tasa de regalías más baja, y los impuestos más bajos, pues después de descontar las 228 prebendas contempladas en el estatuto tributario, terminan pagándole a la DIAN, la ridícula tasa de impuesto a la renta del 2,82%. Y ahora, con el Decreto Ley 883 de 2017 y el Decreto 98 de 2020, podrán hacer obras con los impuestos y las regalías.

Apague y vámonos!

Sinceramente,

OSCAR VANEGAS A.

Ing. de Petróleos. Docente Universitario en Política y Legislación Petrolera, y Geopolítica de la Energía.

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