El plan de desarrollo y el sector hidrocarburos
Uno de los objetivos macroeconómicos consignados en el Plan de Desarrollo es el fortalecimiento del ahorro interno y externo por medio de mayores ingresos tributarios y la inversión extranjera. Mientras los ingresos de Ecopetrol (tributarios y dividendos) representan el 1% del PIB y cerca del 7% del total de ingresos del Gobierno Nacional Central, la IED en el sector de Hidrocarburos representó el 26% del total.
Para aumentar esta participación se plantea un aumento en la producción y las reservas petroleras y gasíferas además de varios proyectos de transporte, almacenamiento y distribución.
¿Qué proyectos e inversiones prevé el plan de desarrollo para los próximos cuatro años? ¿Cuáles serán los énfasis?
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En materia de hidrocarburos, el plan de desarrollo presenta como objetivo primordial aumentar las reservas[1] y la producción de hidrocarburos por medio de la mayor exploración de yacimientos convencionales con un mayor factor de recobro, nuevos incentivos fiscales que continuarán estudiándose y términos contractuales que permitan atraer inversión al sector de hidrocarburos además de aumentar la cantidad de áreas en exploración.
Manteniendo su producción en torno a los 850 mil barriles diarios, en los últimos años de crisis de precios del petróleo, Colombia logró mejores resultados cuando se compara con el promedio de los países pequeños productores, que no solo no lograron mantener su nivel de producción, sino que perdieron mercado rápidamente con la menor demanda y la expansión de los grandes productores como Estados Unidos, Rusia y China.
Este logro se consiguió con inversiones en el logro de mayor factor de recobro de los campos existentes y la reposición de las reservas utilizadas, pero el mayor esfuerzo de producción y las condiciones del mercado petrolero global que no permitieron un mayor crecimiento de las reservas, una tendencia que se presentó en un buen número de países.
Fuente: Elaboración EA con base en cifras OPEP
Para revertir esta tendencia, se plantea un proceso más dinámico de inversión, pero en las áreas ya existentes, proyectando un aumento en el número de pozos perforados de 46 a 207 al final del cuatrienio y en sísmica de 1.107 a 6.900 Km, aunque no se establecen aún las metas de aumento de reservas o producción de petróleo.
De lograrse estas metas, se duplicaría el número de pozos respecto a los años de mayor actividad y se lograría un avance importante en sísmica respecto a los últimos dos años (933 KM) pero se estaría aún lejos de los indicadores que se alcanzaron hasta 2016, cuando el total de kilómetros en sísmica fue mayora 39 mil km.
En yacimientos no convencionales (fraking), en la versión presentada la primera semana de febrero se señala que es necesario “adelantar un diálogo nacional con la participación de expertos de alto nivel y realizar investigaciones y exploraciones piloto, con el fin de identificar los principales riesgos asociados con el desarrollo de estos recursos y determinar si la regulación e institucionalidad actuales pueden garantizar su explotación de una manera responsable con el medio ambiente y las comunidades”. Así mismo, se señala que se implementarán medidas para del uso de las mejores prácticas de sostenibilidad para la explotación del sector.
En proyectos Costa Afuera se trabajará en un marco normativo para estas actividades y la ejecución de proyectos de obtención de información geológica en áreas costa afuera, para aumentar el conocimiento el subsuelo de las cuencas sedimentarias del país que permitan seleccionar las áreas a considerar en futuros procesos de inversión.
El desarrollo de la cadena de abastecimiento continúa, con el diseño por parte de la UPME de la nueva infraestructura de transporte que permita la incorporación de recursos continentales, costa afuera e importados.
Se reconfigurará la red de transporte y se tiene previsto diseñar mecanismos de remuneración y tarifas distintas para el transporte de gas y GLP buscando dar incentivos al transporte de gas por ductos.
Otra de las inversiones previstas es la construcción de nueva infraestructura de almacenamiento de combustibles líquidos y gas desde el diseño, ubicación, capacidad y condiciones. La CREG diseñará un marco normativo que permita impulsar la participación de distintos agentes en la prestación de los servicios.
Uno de los objetivos del plan es el asociado al tema de refinación. La UPME proyecta que para 2.040 el país estaría importando el 40% de la gasolina y el 35% del ACPM.
Teniendo en cuenta que el plan establece que el Ministerio de Minas y Energía o la entidad delegada evaluará las características y capacidad de refinación e importación requerida por el país, sería importante incorporar la consideración del costo de oportunidad de los recursos entre importación de combustibles y procesamiento local, dado el impacto de las condiciones macroeconómicas (tasa de cambio) y el costo fiscal a través de la importación vía Fondo de Estabilización de Precios de Combustibles -FEPC-, que a la fecha presenta un déficit superior a los 10 billones de pesos.
En términos de costo de oportunidad de los recursos, resulta de interés considerar la ampliación de la capacidad de refinación que, por ejemplo, en el caso de la refinería de Barrancabermeja se había establecido en una cifra cercana a los 6 billones de pesos.
En el sector gas resulta de interés realizar un mejor análisis de las cifras de toda la cadena de abastecimiento, dado que se encuentran aspectos contrastantes. Mientras en el plan se registra que en 2017 se proyectaron reservas para 11,7 años, también se menciona que podría haber un déficit en 2023 y por lo tanto se requiere la construcción de la planta de regasificación del Pacífico, que conecta desde Buenaventura con la red de gasoductos para el transporte de combustibles importados.
Se plantea también la meta de duplicar las reservas probadas de gas de 3,8 a 7,5 TPC, pero se estima que la producción de gas pasará de 389 a 366,41 GPC al final del cuatrienio. De igual forma, en el plan de expansión energética vigente actualmente, se establece una reducción de la participación del gas como fuente de generación energética de 21% a 14,7% en 2030.
Estas metas deberían analizarse en mayor detalle teniendo en cuenta el déficit de generación energética que debe solventarse en los próximos 10 años[2], las cualidades como combustible de menor emisión de gases y su potencial de consumo dada la facilidad de transporte para consumo en la industria y los hogares frente a otras fuentes energéticas. Incluso, en 2017 y 2018, se consideró como alternativa al desarrollo de las actividades de fracking, por su menor carga de emisiones contaminantes y menores riesgos ambientales en general.
Las condiciones económicas externas hacen prever que el cambio de tendencia de la tasa de cambio que inició en 2016 se mantendrá en los años venideros. Al igual que en las empresas, para reducir el efecto de la devaluación en las cuentas fiscales se hace necesario un proceso de sustitución de importaciones. En el caso del sector hidrocarburos, debería considerarse la importación de combustibles sólo como una circunstancia de fuerza mayor y propender por el abastecimiento local en mayor medida.
[1]Se estima que las reservas actuales están previstas para 5,7 años
[2] Ver nuestro sectorial de la semana pasada: http://www.economiaaplicada.co/index.php/10-noticias/1466-el-plan-de-desarrollo-y-el-sector-minero-energetico-i
