El balance de un siglo
petrolero colombiano, en 2004, sugería pocas ventajas comparativas para la
industria de hidrocarburos colombiana y varios errores de políticas públicas
Uno de los textos de historia económica
colombiana más completos fue publicado en 2004 por el Banco de la República y
el Fondo de Cultura Económica (1).
Su propósito consistió en estudiar la
dinámica del crecimiento económico de Colombia durante el Siglo XX,
considerando temas como ahorro, tasas de interés, formación de capital y comercio
exterior. Fue realizado por el Grupo de Estudios del Crecimiento Económico del
Banco de la República, GRECO, coordinado por Miguel Urrutia Montoya e
incluyendo a Adriana Pontón Castro y Carlos E. Posada Posada como
investigadores.
El capítulo 7 del libro, dedicado a
exportaciones, incorporó una sección sobre hidrocarburos y crecimiento
económico colombiano.
El texto es valioso para dar continuidad a
la serie sobre Historia del Petróleo Colombiano que se viene desarrollando
desde Inteligencia Petrolera .
El estudio ofrece un inquietante balance
sobre los problemas y limitaciones de la industria petrolera colombiana, los
cuales han de ser considerados para evitar repetir los problemas de políticas
públicasque llevaron a Colombia a ser un importador neto de
hidrocarburos hace menos de 40 años y a temer serlo nuevamente en 2003.
Algunas notas históricas. Una fecha relevante que recuerda el Grupo GRECO es la fundación, en
1940, del Ministerio de Minas y Energía de Colombia, asumiendo funciones que antes estaban adscritas al Ministerio de
Industrias.
Es preciso señalar que la Tropical Oil
Company, primera transnacional en operar en Colombia desde la Concesión De
Mares en Barrancabermeja, era en realidad controlada por el actual Grupo
Exxon, que surgió tras el desmembramiento en 1911 del Grupo Standard Oil
(fundado por John D. Rockefeller en 1863) ordenado por las autoridades
antimonopolio estadounidenses (2).
Por su parte, Texaco pasó a controlar desde
1935 la Concesión Barco que operaba la Gulf.
La Concesión De Mares y su operación por
Exxon/Standard Oil cesó en 1951, al asumirla Ecopetrol, pero el Estado
Colombiano aceptó prorrogar hasta 1961 la gestión de la Refinería de
Barrancabermeja por la transnacional.
Con esto se reconocía la incapacidad que en
ese momento tenía la naciente Ecopetrol para gestionar este negocio. En 1961 ya Ecopetrol tomó control de la Refinería de
Barrancabermeja. La otra Refinería, la de Cartagena (fundada en 1957), fue
también incorporada por Ecopetrol, empresa que asumió en 1972 el remanente de
la Concesión Barco, diez años antes de lo estipulado, a cambio de asumir el
pasivo pensional que tenía Texaco-Mobil.
En 1969, ante la presión de escasas reservas
petroleras, se reemplazó la figura de concesión por la de contrato de
asociación, que tomó impulso a partir de 1974, un año crítico en que Colombia
apenas exportó 450.000 barriles de crudo anuales.
Estos contratos de asociación de Ecopetrol y
empresas privadas, se definían de la siguiente forma, según el GRECO toma de
Fedesarrollo en 1996: “Según los contratos de
asociación, una empresa privada recibe de la nación el derecho a explotar
determinada área durante tres años, prorrogables por otros tres. Si descubre un
yacimiento rentable, Ecopetrol reembolsa la mitad de la suma invertida en exploración
e invierte la mitad de la suma requerida para la explotación y transporte del
crudo; de la otra mitad se encarga la empresa que hizo el hallazgo, que se
vuelve asociada”
Alarma. Colombia importador de petróleo. El Grupo GRECO considera que la poca actividad exploratoria petrolera en
Colombia, que desembocó en la crisis de producción en los años setenta, tuvo
que ver con la caída del precio del crudo entre 1953 y 1969, cuando llegó a un
mínimo histórico el valor del barril (por debajo de 3 dólares de esa época).
El resultado de los pocos hallazgos de
reservas fue que Colombia cesó de ser exportador neto y se transformó en
importador de crudo en 1974, justamente cuando el
petróleo inició una disparada de precio. Siguiendo a los autores:
“A fines de 1973, el precio del barril subió
de 3 a 11,2 dólares y se mantuvo en niveles medios de 12 dólares hasta 1978; en
1979 el precio volvió a subir a 29,2 dólares y, a pesar de su posterior
descenso, permaneció relativamente elevado hasta 1985. Es decir,
Colombia no exportó petróleo e incluso se convirtió en un importador neto en
uno de los períodos de mayores precios reales internacionales”.
Desde 1975 y hasta 1986, Colombia atravesó
por una década sin exportaciones petroleras. Si bien luce distante ese año
1986, treinta años en términos históricos es poco tiempo. Y en 2003, cuando el
GRECO concluía su investigación, nuevamente sonaban las voces de alarma sobre
Colombia como posible importador neto de crudo. Esto explica que la visión de
estos autores sea pesimista respecto a la industria colombiana de
hidrocarburos.
El reinicio exportador en 1986 tuvo que ver
con el descubrimiento del yacimiento de Arauca por la asociada Occidental. A
este hallazgo se sumaron los de Cusiana y Cupiagua a inicios de la década de
1990, por la asociada British Petroleum. En 2000 se desaceleró la producción de
los pozos en estas zonas.
¿Es Colombia competitivo para el negocio de
hidrocarburos? La coyuntura negativa para 2002, momento en que el
GRECO concluía su investigación, condujo a este grupo de economistas a
plantearse, en tono sombrío, esta pregunta: “¿Indican estos hechos que el país
ha ido en contra de sus ventajas comparativas o las ha desperdiciado?”
Es una inquietante cuestión que merece
plantearse en este momento de bajos precios petroleros y menor inversión
exploratoria.
Los economistas hablan de ventajas
comparativas, refiriéndose a la dotación inicial de recursos naturales que
tiene una economía y de ventajas competitivas como el resultado de la capacidad
para aprovecharlas y exportar a un precio internacionalmente atractivo. Las
ventajas para desarrollar una industria son dinámicas y en ellas son decisivos
el capital tecnológico, humano (incluyendo formación técnica) y las políticas
públicas.
Al considerar la disponibilidad de reservas
petrolíferas, la visión de los economistas, en 2002, era desalentadora:
“Colombia no es un gran productor de
petróleo, ni probablemente lo sea algún día. Se estima que sus reservas sólo
llegan a 0,3% de las mundiales. El país cuenta con
doce cuencas sedimentarias (donde se podría encontrar petróleo) cuya extensión
alcanza algo más de 103 millones de hectáreas; poco más de 82% de estas tierras
aún son áreas sin explorar, 17% son de exploración y menos de 1% son de
producción. Estas cifras parecieran indicar que habría mucho espacio para
percibir las rentas generadas por esta minería. Sin embargo, las cuencas de
mayor extensión se hallan localizadas al oriente de la cordillera Oriental, en
zonas donde la exploración y la explotación son más costosas que en muchas
otras partes del mundo y donde los oleoductos deber ser más largos y cruzar
cordilleras para llegar al mar (sin contar los costos de los atentados
terroristas); así, Colombia posiblemente posea reservas sin descubrir, pero
tiene altos costos de exploración, explotación y transporte a puerto, con
respecto a los grandes países productores.”
El diagnóstico tiene ecos actuales, basta
mencionar algunos datos:
1º El costo por barril de
Ecopetrol, incluyendo tanto levantamiento (extracción y envasado) como
transporte, se situaba en 19,05 dólares por barril en marzo de 2015,
correspondiendo 11,25 dólares a levantamiento. El coste por barril de Pacific Rubiales se estimó
entonces en 32,77 dólares, de los cuales 16,34 dólares correspondieron a
levantamiento. El costo medio de extracción de crudo pesado en Sudamérica se
calculó en 7 dólares.
2º El 18 de septiembre de
2015 se reportó algo inquietante: 17% de la producción petrolera colombiana
tiene costo por barril superior a 40 dólares, lo cual equivale a
170.000 barriles diarios. El volumen de producción superior a ese coste no
llega a 10.000 barriles en Venezuela ó 50.000 barriles en Brasil.
Adicionalmente, 80% de la producción de Ecopetrol proviene de apenas un tercio
de los campos que explota (3).
3º En febrero de 2015, Colombia ocupaba la posición
33 mundial en reservas petroleras, entre 93 países productores de crudo, con
2.200 millones de barriles equivalentes diarios. Venezuela lidera con
297.600 millones de barriles, le sigue Arabia Saudita con 267.900 millones de
barriles y Canadá es tercero con 173.100 millones de barriles. Las reservas de
Colombia equivalen a 0,29% del conjunto de las reservas de apenas estos tres
productores líderes. (4)
Los problemas institucionales que han
restado ventajas competitivas incluyen varios frentes.
La carga fiscal en Colombia era alta al
cierre del Siglo XX. El Grupo GRECO señalaba que la carga fiscal sobre el
yacimiento de Cuisiana, en 1996, incluyendo regalías, era de 80,8%, mientras
Noruega, Ecuador y Perú tenían una carga en el rango de 62%-64% y Argentina de
43,6%.
En 2015 persisten problemas de esta índole.
Incorporando apenas el impuesto sobre la renta (ganancias) empresariales – sin
considerar regalías -, Colombia tendría la tercera mayor tributación global,
33% (incluyendo la tasa de 9% del impuesto CREE), según señala la agrupación
gremial petrolera Campetrol (5).
Otro tema que se olvida es que durante un
lapso relevante, entre 1961 y 1977, hubo en Colombia un subsidio indirecto al
precio de la gasolina.
El tipo de cambio, pesos colombianos por
dólar, aplicado a las exportaciones petroleras era superior al de las ventas
domésticas de combustible que hacían las asociadas de Ecopetrol y la propia
estatal petrolera.
En 1975, por ejemplo, las exportaciones
petroleras se reconocían a 31,10 pesos por dólar (de aquel entonces), mientras
que la venta para refinación interna se hacía a 21,17 dólares por peso; esto
es, había un diferencial de precio en contra para la petrolera de casi 10 pesos
por dólar al vender petróleo en Colombia.
Entre 1963 y 1967 se compensó en algún grado
a las petroleras, reconociéndole un dólar más barato para importación de bienes
de capital (maquinaria, equipos y tecnología). En 1967, por ejemplo, el tipo de
cambio se situaba en 14,16 pesos por dólar y a las petroleras se les reconocía
el dólar en 9,10 pesos para importaciones. Este tipo de esquema generó una
distorsión relevante, que explica parte de los problemas que condujeron a que
Colombia fuese un importador neto de crudo en 1974. Actualmente no hay esquemas
de esta índole y afortunadamente es una curiosidad histórica hablar de ese tipo
de cambio diferencial respecto al mercado.
Otro problema que señalan los autores del
GRECO en 2004 fue la nómina de Ecopetrol.
En 1999, el salario medio de los
trabajadores de la petrolera equivalía a 6,6 salarios mínimos, mientras que el
promedio del sector público se situaba en 3,7 salarios mínimos en 1996
(incluyendo trabajos de componente técnico relevante como docencia y
seguridad).
El pasivo pensional de Ecopetrol para mayo
de 2000, incluyendo 7.642 trabajadores activos y 7.947 pensionados, totalizaba
5,3 billones de pesos de aquel entonces; en comparación, la nómina de personal
activo y jubilado de fuerzas armadas y policía, con 20 veces más personas,
tenía un pasivo de 29 billones de pesos, apenas 7 veces más que el de la
petrolera. El pasivo pensional medio por trabajador resultante para Ecopetrol
era de 340 millones de pesos, mientras que el de un empleado público de defensa
era de 93 millones de pesos.
Varias cosas han cambiado. Ecopetrol es una
empresa que compite con el sector privado
para la exploración y explotación de hidrocarburos (si bien preserva el
monopolio en refinación). Adicionalmente, han surgido técnicas de explotación
off-shore y no convencionales que estaban sin considerar en el estudio que hizo
este grupo de economistas hace poco más de una década. No obstante, la historia
del petróleo colombiano siempre será una referencia relevante para evitar
repetir errores que tendrían costosas consecuencias para el bienestar económico
y social de Colombia.
Felizmente, poco después de concluirse ese
estudio, en 2003, Colombia inició reformas relevantes en su marco jurídico
petrolero, si bien sigue habiendo, seguramente, trabajo institucional por
hacer.
Notas
(1) GRUPO DE
ESTUDIOS DE CRECIMIENTO ECONÓMICO. El crecimiento económico colombiano
en el siglo XX, Primera reimpresión. Bogotá: Banco de la República y Fondo de
Cultura Económica, 2004.
(2) Hay que hacer algunas
precisiones que no señala el GRECO. El negocio de la Tropical Oil Company
era controlado por la Standard Oil de New Jersey. J.D. Rockefeller constituyó
esta compañía en 1882, cuando ya confrontaba sus primeros problemas con las
autoridades antimonopolio. En 1911, bajo la ley antimonopolio conocida como
Sherman Antitrust Act, la Standard Oil de New Jersey tuvo que deshacerse de 33
compañías dependientes y ese mismo año el gran holding del Grupo Standard Oil
se fracturó en 8 compañías. La que controlaba la Tropical Oil sólo cambió su nombre
a Exxon en 1972, así que mientras operó en Colombia mantenía el nombre de
Standard Oil. Otras compañías que surgieron de esta desmembración de la
Standard Oil fueron Mobil, Amoco y Chevron. En realidad J.D. Rockefeller salió
ganando en términos monetarios con esta separación de sus empresas, ya que
separadas acabaron teniendo mayor valor de empresa que integradas. Ver:
http://www.britannica.com/topic/Standard-Oil-Company-and-Trust
(3) PORTAFOLIO. “Ecopetrol
definirá venta de campos menores este año.” Bogotá, edición impresa,
viernes 18 de septiembre de 2015, pág. 9.
(4) La cifra de reservas se
toma de:
http://www.globalfirepower.com/proven-oil-reserves-by-country.asp
(5) Ver:
http://campetrol.org/es-muy-alta-la-carga-fiscal/
@carlosgoedder/Facebook:
Carlos Goedder/carlosurgente@yahoo.es
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