Empresas colombianas tienen más desventajas por deficiencias en infraestructura y voladuras
A medida que avanzan los temores por otra posible recaída en los precios internacionales del petróleo, cuya referencia en WTI, de Estados Unidos, cayó por debajo de 40 dólares el barril la semana pasada, las empresas que producen el hidrocarburo en el país no solo se aprietan el cinturón, sino que hacen cuentas de qué rentabilidad finalmente tendrán este año de mantenerse la tendencia a la baja en el precio del barril.
Y pensar en un barril de petróleo a 30 dólares pone a temblar a cualquiera.
El sector tiene claro que su nivel de ganancias en este periodo bajará con respecto al que estaban acostumbrados en épocas de bonanza, y en la industria muchos hacen fuerza para que por lo menos se mantengan los niveles actuales, que hablan de promedios de 46 dólares en el año para el WTI y de 57 dólares para el petróleo Brent, referencia de Europa y al cual están ligadas la mayoría de las exportaciones de Colombia.
Pero ¿cuál es el valor mínimo del barril que resistirían las empresas del país? Según Alejandro Martínez Villegas, gerente de AMV Consultores y experto en temas del sector petrolero, dice que esta es la pregunta del millón, porque para los productores de petróleo y gas no convencional, conocidos como ‘shales’, en Estados Unidos, cuando arrancó la crisis se decía que necesitaban un mínimo de 65 dólares por barril para que el negocio fuera rentable.
Sin embargo, hoy en día este nivel ha bajado y el rango del costo de producción del barril de estos recursos se encuentra entre los 45 y los 55 dólares, incluyendo variables como los costos del transporte, la nómina, supervisión, suministros, el costo de operar las bombas, la electricidad, las reparaciones en los campos, la depreciación de activos, las regalías y gastos imprevistos.
Es así como el precio de producción estaría muy cerca al límite del precio de venta para estos hidrocarburos.
En el caso de Colombia, a pesar de que el precio de producción de cada barril es menor por ser petróleo convencional en tierra, las cosas no son tan fáciles.
Dependiendo del tipo de empresa y de su tamaño, el analista señala que el costo de producción de cada barril, antes de pagar impuestos y sacar las utilidades, puede estar entre los 20 y los 30 dólares.
Es decir, explica Villegas, que si en algún momento el precio internacional del barril llega a 30 dólares por un periodo de tiempo importante, las compañías operadoras no alcanzarían a cubrir sus costos y les tocaría parar operaciones.
Más expuestas
Para las petroleras que operan en el país, la exposición a factores externos que inciden en sus costos es mayor, pues según su ubicación y el tipo de campo se pueden incrementar los recursos destinados a atender contingencias derivadas de acciones como bloqueos y ataques a la infraestructura de transporte o producción.
Agrega que además de esto, en las épocas de vacas flacas la industria petrolera siente un mayor impacto de la carga fiscal, lo cual hace que las cuentas casi no les den cuando se incorporan todos estos factores.
“No diría que el mayor problema es el nivel de impuestos, sino que como consecuencia de los altísimos costos, el nivel de impuestos debe ser menor, porque no hay infraestructura de vías, de almacenamiento, y no la hay de puertos en niveles suficientes, para atender todo lo que requiere el sector”, indicó.
En el mejor de los casos, es probable que una empresa que opera un campo sea muy eficiente y pueda hacer que sus costos de producción sean más bajos, de hasta 20 dólares por barril, pero es algo excepcional de una petrolera pequeña en un campo muy maduro o con el oleoducto al lado.
Así, en la mayoría de la industria en promedio el costo de producción por barril es de 25 a 30 dólares, después de regalías, lo que les deja un nivel de 15 a 20 dólares por barril actualmente, recursos que se deben dividir en el pago de impuestos al Gobierno, pago de créditos y la obtención de ganancias.
El problema de fondo es que además del desplome casi a cero de la inversión en exploración de nuevos recursos, a medida que se aprietan las cuentas de las petroleras con un crudo barato, se reduce el espacio de las compañías para realizar inversiones para mantener la producción, la cual termina por descender.
“Cuando no tienen más plata para meterle a la producción, ahí es cuando la producción comienza a declinar”, indicó el experto.
Para Ómar Escorcia, analista de la comisionista Adcap Colombia, si bien las petroleras han visto reducidos sus ingresos y ganancias frente a lo que obtenían cuando el petróleo estaba en 100 o en 90 dólares, hay que tener en cuenta en los balances el precio promedio del año y los valores de venta del crudo.
En el caso de Ecopetrol, la canasta de exportación de crudos en el segundo trimestre estuvo compuesta en un 70 por ciento por el crudo Brent (referencia para Europa), cuyo precio en ese periodo fue de 63,4 dólares por barril. En el balance neto de esta petrolera, el precio de venta de sus crudos en el segundo trimestre fue de 53 dólares por barril, por encima de los 30 dólares del precio promedio del costo de producción, pero un 45 por ciento por debajo del mismo precio de venta de igual periodo del año pasado.
Volver a los estímulos
En plena contracción de la inversión en petróleo, el gerente de AMV Consultores, Alejandro Martínez, dijo que las iniciativas del Gobierno para aliviar a las empresas del sector van en el camino correcto, pero no son suficientes.
Según indicó, el país debería adoptar un esquema de renta petrolera variable que aplique cuando los precios del crudo estén bajos, en particular, en impuestos de renta y del patrimonio, para que no se desestimule la llegada de nuevas inversiones.
Señaló que si al igual que hace 12 años, se reduce la carga tributaria y se aumenta el recaudo de impuestos de la forma en que sucedió esta década, sería una inversión para el futuro.
“Eso no lo entiende mucha gente, pero es una inversión para que suban la producción y el recaudo, y cuando esté funcionando el incentivo se retira”, añadió.
A su juicio, por ahora los ajustes están orientados a cambios en los contratos en la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), pero los temas tributarios, que son de fondo, están encaminados a subir el recaudo vía las fundaciones y las organizaciones no gubernamentales; sin embargo, por ahora no se habla de incentivar el aparato productivo, lo cual complica la situación de la industria.