La GUÍA DEL GAS habló con Germán Espinosa, presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Servicios Petrolero (Campetrol), quien se dijo preocupado por los bajos niveles de reservas de petróleo y gas natural del país.
Por: MARTÍN ROSAS
24 de julio de 2019. “Tenemos un horizonte de reservas de petróleo
y gas muy precario: escasos 6 años en crudo y menos de 10 años en gas natural,
y no hemos podido remplazar los volúmenes que estamos produciendo; eso es muy
preocupante porque la perdida de la autosuficiencia está a la vuelta de la
esquina”, dijo el dirigente gremial.
En cuanto al
gas natural, de acuerdo con los más recientes reportes del Ministerio de Minas
y Energía, al cierre 2018 la situación es preocupante porque en los últimos
cinco años el país utilizó más del 30% de las reservas, y en el último año se
perdieron dos años de autosuficiencia, para una relación reservas producción de
solo 9,8 años.
“El tema del gas es muy complicado porque
afecta directamente el bolsillo de todos los colombianos. Ante una eventual
escasez de gas domiciliario, para los vehículos, para las materias primas de
los fertilizantes, etcétera, tendríamos que importar gas natural y producir con
materias primas costosas, pues se duplicarían o triplicarían los costos de esos
insumos”, señaló Espinosa.
Tener que
importar gas y petróleo sería regresar al siglo pasado, cuando entre 1974 y
1985 el país perdió la autosuficiencia, situación que solo se vino a superar cuando
el 7 de diciembre de 1985 se puso el primer barril de crudo en el puerto de
Coveñas, proveniente de Caño Limón.
“Desde
entonces, ya estamos hablando de 33 años continuos, la sociedad colombiana ha
recibido combustibles abundantes, baratos y confiables, que son demasiado
importantes para el país.”
Recordemos
en que la década de los setenta se dio la primera gran crisis mundial del
petróleo. A raíz de la Guerra del Yom Kipur, los países árabes decretaron un
embargo petrolero a Occidente, y en menos de un año los precios del crudo se
cuadruplicaron, sorprendiendo a Colombia con un bajo nivel de exploración y
producción.
Repunte de la actividad en 2019
Si bien
Espinosa señala que en los últimos años ha disminuido la actividad de sísmica y
la exploración en el país, destaca algunos signos positivos que se vienen
presentando en los últimos meses.
“Lo positivo
es que el Gobierno ha reaccionado frente a la situación que teníamos de cinco
años en que no se firmaron contratos, y la industria estaba en un lapso de
falta de actividades exploratorias, que es el comienzo de la cadena.
“En ese sentido,
son positivas las acciones del Gobierno, con el liderazgo de la Ministra de
Minas y Energía y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, de tal manera que ya
se cuenta con un mapa de tierras actualizado.
“Igualmente,
se sacó el Proceso Permanente de Asignación de Áreas, se adjudicaron once
bloques, y muy seguramente se va a sacar una nueva oferta de bloques antes de
que termine el año. El tema del off shore
también se destrabó y se pasó de contratos de Evaluación Técnica a contratos de
Exploración y Producción; son cinco contratos y están pendientes otros cuatro. De
manera que vemos muy positivo todo el conjunto de medidas que se han venido
tomando para la reactivación de la industria”, dice Espinosa.
Y los signos
de reactivación ya se están viendo. En
los últimos 38 meses ha crecido el número de taladros y en el pasado mes de
junio había 141 en actividad. Es un buen número si se compara con el mejor mes histórico,
octubre de 2014, cuando se llegó a 149 taladros; pero en ese momento el precio
del petróleo estaba por encima de los cien dólares, mientras que ahora el
precio del Brent ronda los 65 dólares en promedio.
La
reactivación también se nota en los niveles de producción, que ya rondan los
900 mil barriles por día, con un crecimiento sostenido en los últimos cinco
meses.
Pero la gran
preocupación es la gran diferencia entre la producción y la exploración. Por
eso se han venido explorando las diversas alternativas que tiene el país para
incrementar reservas: recobro mejorado, off shore y yacimientos no
convencionales (YNC), principalmente.
“En ese
marco, hay que trabajar en dos frente: uno, la adquisición de sísmica, que es
fundamental, porque sin esta no podemos definir los prospectos que son
necesarios para la perforación de los pozos; y dos, jugarle a todas las
posibilidades que hay de encontrar nuevos volúmenes, porque por anticipado no
sabemos cuál de las posibles fuentes es la que va a funcionar”, dice el
dirigente gremial.
Como la
situación apremia y el desarrollo de un campo en aguas profundas puede tardar
entre 8 y 10 años, las posibilidades que se barajan para el inmediato futuro son
el recobre mejorado y la explotación de los YNC.
En recobro
mejorado hay una gran oportunidad, pues el promedio nacional está en 19%,
mientras que a nivel global se manejan tasa de entre el 25 y 30% de
recuperación.
En el tema
de los YNC, Espinosa señala que estamos en una etapa exploratoria. Se dice que el potencial en el Valle Medio del Magdalena
es de entre 2.500 a 7.000 millones de barriles, lo cual podría triplicar
las reservas actuales, pero hay que comprobarlo y para eso se requiere hacer los
pilotos, pues cada país tiene condiciones particulares. No es lo mismo en los
Estados Unidos, en Canadá o en Argentina; por eso a Colombia le toca adaptar la
tecnología y comprobar, no solo las reservas sino que las prácticas no afecten al
medio ambiente ni a las comunidades.
“Tenemos que
estar en capacidad de demostrar que podemos manejar los impactos ambientales y
los impactos sociales de una manera adecuada, con prevención; y si se dan esos
impactos, que sean los mínimos posibles y mitigarlos, que seamos capaces de manejar
las aguas superficiales y las subterráneas correctamente, la microsismisidad
inducida, que seamos capaces de manejar de una manera clara y transparente y
sin efectos nocivos los químicos en los fracturamientos, todo eso tenemos que
demostrarlo, que ese petróleo sea incluyente socialmente hablando, que las comunidades
participen, que podamos generar encadenamientos productivos de bienes y servicios,
generar empleo, y adicionalmente establecer el potencial de los YNC”, señala Espinosa.
Por el
momento, los pilotos de fracking
están suspendidos, hasta que el Consejo de Estado evalúe el informe que
solicitó a una comisión de expertos de la Universidad Nacional.
Espinosa
recalca que hoy día las operaciones deben ser con todo el cuidado ambiental y
con toda la inclusión social posible, pero las circunstancias están conduciendo
a que si no se incrementa la exploración, el país puede perder la
autosuficiencia en hidrocarburos.
“Volveríamos
al siglo pasado, a una situación de desabastecimiento que sería funesta, pues le
costaría más de 30 billones de pesos anuales al país, porque primero se deja de
exportar, y eso es un hueco fiscal enorme, y después, si además no tuviéramos
el crudo suficiente para cargar las refinerías, tendríamos que importar crudo,
con consecuencias nefastas. Sería
importar un crudo que no podemos pagar, teniendo aquí un crudo que no podemos
producir”, dice.
Finalmente, Germán
Espinosa concluye que “tenemos un buen presente en términos de reactivación de la
actividad y de producción, nos preocupa el futuro inmediato, tenemos que
reactivar la sísmica, la exploración, seguir impulsando la reactivación de toda
la industria y poder mostrar que tenemos el potencial, hacer los pilotos de fracking y sobre todo hacer un cambio en
el modelo de relacionamiento con las comunidades.
“Trabajar unidos gobierno, industria y
territorio, eso tiene que ser la base del futuro petrolero y el futuro de este
país, porque nos estamos jugando, ni más
ni menos que la seguridad energética de todos los colombianos y la estabilidad
macroeconómica del país.”
