Es Colombia suficientemente atractiva para las Ligas Mayores del Petróleo? ¿Vendrán otros?

“Las fallas estratégicas son generalmente fallas al confrontar la realidad” (Magretta). Una estrategia nacional de hidrocarburos exitosa necesita examinar y anticipar tendencias externas, para que las estrategias, políticas y términos contractuales/fiscales e incentivos se puedan ajustar y realinear adecuadamente. Colombia ha tomado medidas audaces para mejorar su nivel de actividad E&P. ¿Pero son éstas lo suficientemente audaces?

Las compañías de las Ligas Mayores buscan materialidad en otros lugares

Las fuerzas externas actuales (las fuerzas de la industria de Porter y las fuerzas del entorno macro) están evolucionando rápidamente. Las más notorias y relevantes entre éstas son: (1) la inminente tangibilidad de un escenario de escasez a mediano plazo del recurso, mientras la demanda sigue creciendo, preparando así el terreno para un severo desbalance entre la oferta y la demanda, (2) la reciente consolidación de las compañías de las Ligas Mayores (super-majors), (3) el consiguiente elevamiento de las barreras internas – solo los pocos seleccionados pueden aspirar a acceder a reservas convencionales significativas, y (4) la irrupción de NOCs transnacionales como competidores agresivos.
Mientras la demanda por energía crece exponencialmente, propulsada por la mezcla compuesta de crecimiento vegetativo y económico, el legendario pico de capacidad de suministro global está ahora a la vista. De acuerdo con Matthew Simmons1 los 14 yacimientos más grandes del mundo, basados en la producción actual, aportan el 20% de la producción total de petróleo, y en promedio tienen 44 años de edad.
La insatisfacción con los resultados de exploraciones recientes es rampante, y las Ligas Mayores están fallando en crecimiento orgánico. De nuevo, acuerdo con Simmons2 las Ligas Mayores se gastaron 150 billones de dólares en capital entre 1999 y 2002, solo para ver que su producción colectiva creció de 13.1 a 13.7 MMboe/d (1.5% CAGR). En medio de un reemplazo de producción declinante y un crecimiento tan modesto, el costo de capital por barril debe estar del orden de 8 $/boe. Puesto que ellos ya están integrados verticalmente, y los intentos de diversificación conglomerada siempre han fallado, una respuesta estratégica lógica es consolidarse para gozar por lo menos de otras economías de escala. Sin embargo, estas eventualmente muestran rendimientos decrecientes (diminishing returns).
Ya que las Ligas Mayores no pueden confiar en un crecimiento de la rata de producción, ellos están apuntando de nuevo a ROCE (retorno sobre el capital empleado). Esto las impulsa a enfocarse en áreas de alta materialidad a costos unitarios bajos (ej. Golfo Pérsico, FSU) y dejan de buscar crecimiento y aún pueden retirarse de áreas de baja materialidad y altos costos (ej., las Cuencas sub-Andinas). Debemos tener en cuenta que cerca de las 2/3 partes de las reservas convencionales del planeta están localizadas alrededor del Golfo Pérsico. Así, que nuestras cuencas, más modestas, parecen estar perdiendo la atención de las Ligas Mayores.

Un Mercado a base de Independientes y NOCs transnacionales

La cuenca sub-Andina dejaría, entonces, de ser interesante como un intersticio estratégico, lo cual debería abrir una atractiva ventana de oportunidad para independientes y NOCs transnacionales.
Los independientes son más “caros”, porque deben manejar tasas de retorno más altas:

• Ellas tienen un costo de capital más alto: más alto costo de la deuda y más alto costo de capital (mayor volatilidad sistemática debido a mayor apalancamiento operativo y financiero)
• Ellas no están integradas (diversificadas verticalmente)
• Ellas no están, tampoco, diversificadas geográficamente
• Ellas deben pagar ‘premiums’ más altos para cubrir riesgos idiosincrásicos, y especialmente, riesgos de superficie

Esto no es del todo malo para los gobiernos. A pesar de ser un poco más costosas, las independientes también tienen sus virtudes: un poco menos de arrogancia, más flexibilidad, son menos indolentes, hacen decisiones más rápidas y tienen umbrales de materialidad más modestos (ellos le apuntan a lo que puede parecer más pequeño, y pueden terminar haciendo grandes descubrimientos también).
Las NOCs transnacionales, por otra parte, pueden tener motivaciones de suministro estratégico que con frecuencia eliminan cualquier consideración teórica de costo de capital. Ellas tienen una influencia competitiva superior, ya que pueden hacer negocios gobierno a gobierno. Sin embargo, el objetivo del gobierno sede es otorgar los derechos E&P a compañías que no solo valoran mucho los activos del Estado, sino que también le añaden valor a estos (las licencias nunca son de fácil venta). Algunas de estas transnacionales son excelentes, algunas aceptables, y otras bastante pobres. La pregunta, entonces, es: Si una NOC extranjera dada fuera ineficaz y operativamente ineficiente, o incompetente en su manejo de temas sociales y del ambiente en su país de origen, habría razón para pensar que se comportará mejor en nuestro ámbito? Inversamente, cuales son las competencias atractivas que tiene nuestra NOC que pueden utilizarse y que serían bienvenidas en otros países?

Es que los gobiernos conocen su Mercado?

En cualquier caso, si la inversión en E&P por independientes y NOCs extranjeras no solo es muy necesaria sino deseada, el ejercicio para un gobierno se reduce a un problema de mercadeo estratégico:

• ¿Cuáles son nuestros objetivos con respecto a la producción, reemplazo de reservas, materias primas para refinerías, exportaciones, desarrollo absoluto de rentas y captura por parte del gobierno, desarrollo social, etc.?
• ¿Qué perfil de inversionista necesitamos para cada tipo de proyecto?
• ¿Conocemos nuestros “clientes”, sus motivaciones, necesidades, temores, restricciones, los incumplidores de contratos, etc.?
• Cómo nos podemos presentar atractivos para ellos?
• ¿Qué diferencia nuestro país de sus competidores, tanto favorable como desfavorablemente?
• ¿Estamos Compitiendo regional o globalmente?
• ¿Cuál será nuestra proposición de valor para nuestros clientes?
• ¿Cómo posicionaremos nuestro país en la perspectiva percibida vs. la continua voracidad del estado?
• ¿Cambiaremos nuestros términos fiscales y contractuales (señales de “precio”) gradualmente para un enfoque de prueba y error, o debemos actuar drásticamente, como estímulo?

El Caso Colombiano

Colombia ha entendido que tiene un serio problema de producción declinante y está decidida a actuar en concordancia. Se han enviado muchas señales excelentes al mercado: a) la creación de la ANH, b) la terminación del Contrato de Asociación, el cual afectó adversamente la materialidad y la relación riesgo/compensación, y c) una administración que está dispuesta a oír lo que dice el mercado. Además, una historia de transparencia, respeto por los contratos y sólidas instituciones políticas proporcionan un aura de bajo riesgo político, por lo menos del tipo regulatorio. ECOPETROL debe emerger fortalecida y más independiente, y puede hasta utilizar sus bien conocidas competencias emprendiendo proyectos en otras latitudes. Para complementar, parece haber un punto de inflexión con relación a la guerra con la narco –subversión y un aumento drástico en el optimismo de la población (algunas veces una profecía que acarrea su propio cumplimiento)
Los cambios recientes podrían parecer espectaculares a priori, si uno entiende las formidables limitaciones políticas. ¿Pero serán estos suficientes? Siempre hay el riesgo de que los cambios no sean lo suficientemente drásticos como para crear el estímulo necesario.
En contraste, el Mar del Norte de U.K., el Golfo de México y Argentina, al mismo tiempo deliberadamente se posicionaron con agresividad, con una porción para el gobierno muy baja en relación a sus percepciones decentes de perspectivas. La porción para el gobierno rivalizaba con las de Nicaragua, Portugal, Africa, etc. todos países con perspectivas bajas o no existentes. Estos países comprendieron que 45% de mucho es mucho mejor que 90% de no mucho. Argentina (Figura 1) entonces vio en los 90’s que su producción creció en 70 %, mientras que sus reservas también crecieron (la curiosa caída de reservas en 1990 obedeció a la necesidad de hacer las reservas de YPF honestas, antes de su privatización). Otro contraste impactante es la cuenca de Burgos enclavada entre Sur Texas y Méjico Norte (Figura 2). Mientras Texas recupera el 80% de OIGP con el gobierno tomando una porción del 40%, Méjico recuperó solo el 20% pero con el gobierno tomando el 100%. ¿Quién generó y capturó más rentas?
Regresando a Colombia, la provisión para capturar beneficios inesperados a precios de crudo más altos sería razonable si no fuera necesario en este momento un gran estímulo, o si Colombia no tuviera que contrarrestar una percepción todavía muy negativa de sus problemas de seguridad y estabilidad (la percepción siempre le gana a la realidad). También, tal como está el borrador del contrato, hay un alto nivel de supervisión de la Agencia que puede parecer bastante molesto, quizás un remanente de la cultura del Contrato de Asociación. Todavía no hay disponible un arbitramento internacional que obligue a las partes (imparcial y alejado de prejuicios y conflictos de interés).
Puede Colombia darse el lujo de ignorar esta ventana política de oportunidad durante la actual administración, para hacer cambios más agresivos? ¿Qué pasará si la señal actual no estimula el mercado adecuadamente?

(1) Simmons, M.R., 2002, “The World’s Giant Oil Fields, Hubert Canter newsletter #2002/1, M. King Hubert Center for Petroleum Supply Studies, Colorado School of Mines
(2) Simmons, M.R., 2003, “Consolidation in oil and Gas,” Offshore Technology Conference Presentation