Ajustes a cálculo de reservas petroleras despiertan dudas

Según el documento, las operadoras 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 Esto subiría costos ante la necesidad de contratar certificadoras externas para campos y posibles auditorías especiales exigidas por ANH. También se afectaría a los socios de contratos, ya que deben adherirse al IRR o, si no están de acuerdo, deben presentar un informe independiente, duplicando costos y trabajo. Otro grupo afectado serían 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, bajando el valor de sus activos. Y las empresas en áreas no convencionales o en exploración se les exigiría más información sobre potencial y comercialidad, lo que implica inversiones adicionales en estudios y certificaciones.
Año a año, las reservas 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. 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, que 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. Más cambios 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. 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). 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 compañías 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.