Año a año, las reservas de de petróleo y gas vienen cayendo, en medio de una política que frenó la nueva exploración, lo que ha generado importantes alertas para el sector y el Gobierno Nacional sobre el futuro de las mismas y de la autosuficiencia energética, mientras que desde el Ejecutivo las apuestas están en la importación (muy costosa en el caso del gas), incluyendo la de Venezuela, pese a las dificultades legales. Bajo este contexto, otro punto de polémica lo genera ahora la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que emitió para comentarios un proyecto de resolución que actualiza la forma y el contenido de la metodología de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en Colombia.
Vale resaltar que, en el último informe emitido por esta entidad, se conoció que las reservas probadas de gas en el país cayeron 13% el año pasado, al pasar de 2,37 terapiés cúbicos en 2023 a 2,06 terapiés cúbicos en 2024. Con este resultado, el país pasó de tener 6,1 años de gas en 2023 para reducirse hasta los 5,9 años con las cifras del año pasado.
Entre tanto, las reservas probables fueron de 598 millones de pies cúbicos con lo que llevan a un total de 2,6 terapiés y las posibles fueron de 723 millones de pies cúbicos con lo que se anuncia 3,3 terapiés. Por su parte, las reservas de petróleo en Colombia registraron una leve alza, pasaron de 2.020 millones de barriles de petróleo en 2023 a 2.035 millones de barriles de petróleo en 2024. De acuerdo con la entidad, Colombia repuso en 105% lo producido.
Además, las reservas de petróleo en Colombia registraron una leve alza, pasaron de 2.020 millones de barriles de petróleo en 2023 a 2.035 millones de barriles de petróleo en 2024. De acuerdo con la entidad, Colombia repuso en 105% lo producido. Lo que plantea el documento Dentro del proyecto de resolución se resalta que los cambios más significativos estarían destinados para todas las compañías operadoras que deben presentar a la ANH el Informe de Recursos y Reservas (IRR) con corte a 31 de diciembre del año anterior, a más tardar el 1° de abril de cada año.
Se menciona que el informe debe incluir recursos prospectivos por área de exploración, recursos contingentes y reservas por campo.
También se resalta que, en la presentación de los resultados, el operador quien actúa en representación de los socios deberá entregar una carta de adhesión que deberán firmar los socios. En el caso de que un socio no esté de acuerdo, debe presentar su propio informe. Sin embargo, se proponen unas excepciones, las cuales no aplicarían para contratos en fase cero, contratos preliminares o ciertas modalidades de asociación; en esos casos solo se debe informar a la ANH.
En la metodología de valoración se mantiene el uso del sistema internacional PRMS (Petroleum Resources Management System) y los costos deben justificarse con base en estadísticas históricas o análogas. “Los costos utilizados deben basarse en estadísticas que tengan en cuenta los valores históricos de operación y explotación del campo. En el evento en que el campo sea nuevo o inmaduro, se deberán justificar los costos utilizados e indicar cómo se derivaron. Si se aplican por analogía a un campo cercano, se deberá identificar el campo análogo. Adicionalmente, para la estimación de recursos y reservas de hidrocarburos se debe incluir toda la información de soporte con la cual se realizó la evaluación”, resalta el documento.
Además, en el capítulo de clasificación de Recursos y Reservas se propone que los recursos contingentes y prospectivos deben clasificarse siguiendo criterios técnicos, económicos, sociales, ambientales, contractuales y de probabilidad de comercialidad. Mientras que las reservas no desarrolladas en cinco años deben reclasificarse como recursos contingentes.
Estos serían los cambios en la remuneración de hidrocarburos. Estos serían los cambios en la remuneración de hidrocarburos. De acuerdo con el documento para la certificación de reservas es importante que se genere de manera obligatoria la certificación externa cuando las reservas probadas superen un millón de barriles equivalentes por campo.
Además, se plantea que los recursos contingentes mayores a 500 millones de barriles equivalentes también requieren certificación externa. Mientras que las reservas menores pueden certificarse internamente por un evaluador calificado (QRE). En el Contenido del Informe de Reservas y Recursos (IRR) se debe incluir la carta de presentación, cartas de adhesión, certificaciones, informes técnicos, tablas de reservas, recursos contingentes, prospectos, gas, no convencionales, además de planos, gráficas y mapas.
Además, deberá establecer criterios económicos (precio de referencia, tasa de descuento del 10%, flujos de caja antes de impuestos). ¿Cómo debe ser la forma entrega? En el articulado se propone que, para entregar la información, las compañías petroleras deberán cargar la información en el (Protocolo de Transferencia de Archivos) FTP y en el módulo de Gestión de Reservas (SOLAR) de la ANH, además de entregarse físicamente algunos documentos.
Por su parte, la ANH puede exigir auditorías adicionales cuando la información no sea confiable, haya inconsistencias o variaciones superiores al 10% en un mismo campo. Los costos los asumen las compañías, no la ANH. En lo que respecta a las sanciones, la Agencia Nacional de Hidrocarburos impondrá multas a las empresas, en caso de incumplir plazos o requisitos, ya que se genera exclusión de los volúmenes en la información oficial del país, sin acceso a beneficios (incentivos tributarios, PPI, fondo de abandono). Esto también puede dar lugar a procesos sancionatorios administrativos.
¿Quiénes serían los beneficiados y afectados? De ser aprobado este proyecto de resolución serían cuatro los grupos beneficiados. En el primer caso está la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), ya que obtiene información más estandarizada y confiable, tendría mejoras en la capacidad de auditoría, control y planeación energética y también tendría mayor poder de reclasificar o recategorizar reservas que no cumplan con el PRMS. El segundo beneficiado es el Estado colombiano con el Sistema General de Regalías, ya que recibe cifras más claras y homogéneas para calcular regalías y proyecciones fiscales y se fortalece la seguridad energética y la planeación de ingresos.
El tercer beneficiado es el mercado, ya que, según el documento, se genera mayor transparencia y comparabilidad de la información de reservas, lo que da confianza a inversionistas, bancos y calificadoras y, finalmente, las comunidades y entes territoriales tendrían mayor favorecimiento si la información es más realista y controlada, las proyecciones de regalías y planes de abandono ambiental se vuelven más confiables. En contraste, serían también cuatro sectores los afectados. Los primeros en presentar impactos serían las compañías operadoras de hidrocarburos, ya que tendrían mayor carga administrativa y técnica, al tener plazos más estrictos, los cuales serían hasta el 1 de abril cada año) y, además, deberán entregar múltiples formatos y documentos en plataformas oficiales (FTP y SOLAR).
Esto a su vez, generaría costos adicionales, ante la necesidad de contratación de certificadoras externas para campos y posibles auditorías especiales exigidas por ANH. Y también tendrían mayor riesgo de sanciones, con exclusiones de reservas del balance oficial, pérdida de incentivos tributarios o financieros, e incluso procesos administrativos. El segundo grupo afectado serían los socios de los contratos (incluyendo Ecopetrol en algunos casos), ya que deben adherirse al IRR o, si no están de acuerdo, presentar un informe independiente, lo que implica costos y duplicidad de trabajo.
El tercer grupo son los operadores con reservas no desarrolladas o proyectos atrasados, ya que, si no justifican la falta de desarrollo en cinco años, esas reservas pasan a ser recursos contingentes, lo que reduce el valor de sus activos reportados. Y finalmente, las empresas en áreas no convencionales o en exploración tendrían impactos ya que se les exige reportar más información sobre potencial y comercialidad, lo que implica inversiones adicionales en estudios y certificaciones. ‘Se pretende falsear de nuevo’ Ante este proyecto, Portafolio habló con Francisco José Lloreda, expresidente de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) y experto en el sector, quien señaló que este documento no cambia las cifras publicadas en mayo de este año, pero dijo que sí se pueden generar ajustes en el próximo reporte oficial de reservas.
“Lo que el gobierno pretende es falsear nuevamente el informe de recursos y reservas que cada año en el mes de mayo presenta la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Este proyecto de resolución flexibiliza algunos de los requisitos para el reporte de reservas de parte de las empresas, que podría conducir a que recursos que se consideran contingentes, es decir, descubiertos, pero sin viabilidad de ser considerados reservas por algunas circunstancias, al flexibilizar la norma puedan ser reportados como si fueran reservas”, dijo el experto. Actualmente, la ANH debe medir las reservas probadas, probables y posibles dependiendo del porcentaje, con la probabilidad de ser extraídas de inmediato, con lo que se podría generar que las reservas de menor probabilidad pasen a mayor probabilidad.
“La pregunta que surge es ¿por qué el gobierno lo está haciendo y por qué quiere llevar a las empresas a un reporte falseado de las mismas?. Lo que nos lleva a pensar que lo que el Gobierno está buscando es ver cómo presenta un mejor escenario de reservas y recursos en petróleo del país y colocando además a las empresas creo yo en una situación muy difícil´, porque las empresas son auditadas a nivel internacional y la credibilidad de las empresas en cuanto a sus activos, en cuanto al valor en bolsa de las que están en bolsa, depende de la confiabilidad de los informes de reservas”, puntualizó.
Fuente: Portafolio