Al paso de las afirmaciones del ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, en el sentido que el país no necesita firmar nuevos contratos de exploración petrolera ya que hay 202 convenios vigentes que cubren 17 millones de hectáreas para esta tarea, salieron voceros y analistas de esta industria quienes recalcan que por el contrario a Colombia le quedan todavía muchas hectáreas para buscar y producir hidrocarburos.
“Cuando se plantea sobre la necesidad de abrir nuevos contratos, la pregunta es dónde se quiere hacer, porque estos millones de hectáreas tienen todo el piedemonte Llanero, desde Arauca hasta abajo en Caquetá, y también todo el Valle del Magdalena entre las cordilleras Central y Oriental, así como desde el Catatumbo hasta el Putumayo, además la Costa Caribe, en los departamentos de Córdoba, Sucre y Bolívar sin contar la gran franja costa afuera”, precisó el funcionario.
Las aseveraciones de Bonilla en la presentación del Marco Fiscal, no cayeron bien en el sector el cual subraya que en el territorio nacional existen en la actualidad millones de hectáreas para exploración petrolera, las cuales se encuentran distribuidas en las cuencas de Llanos Orientales, Valle Inferior del Magdalena, Valle Medio del Magdalena, Sinú-San Jacinto, Cordillera Oriental y Caguán-Putumayo.
Así mismo, en las cuencas offshore de Pacífico, Sinú, Guajira y Colombia.
“Se pueden firmar nuevos contratos ya que hay cerca de 150 millones de hectáreas en estas cuencas con potencial para desarrollar actividades en materia de exploración y extracción de hidrocarburos, algunas con mayor información (cuencas desarrolladas) y otras con menor información (cuencas emergentes y frontera), y que con los incentivos y claridades económicas, socio ambientales y de seguridad física adecuadas son propicias para estos efectos”, explicó Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy.
Más exploración
El analista y consultor, recalcó que, es por esta razón que el país “no puede conformarse simplemente con lo que hoy tiene”, más si en el territorio nacional hay un potencial importante que le permite garantizar su autosuficiencia y soberanía energética hacia el futuro y ser pilar y palanca de valor fundamental del desarrollo sostenible y de la transición energética que se adelanta y que se quiere profundizar.
Vera fue más allá, y señaló que el país, como lo ha venido haciendo, puede utilizar una estrategia combinada, donde se propicie mayor actividad en las áreas desarrolladas, como los Llanos Orientales y la cuencas del Valle Medio del Magdalena y Valle Inferior del Magdalena, y al mismo tiempo se vaya mejorando el conocimiento en las cuencas emergentes y frontera, como por ejemplo en el offshore, de tal forma que se pueda seguir incrementando el portafolio de oportunidades del país y en especial en materia de gas, por lo que este significa en materia de demanda y soberanía energética para el país.
Así mismo, el analista señaló que los bloques que se pueden ofertar en estos 150 millones de hectáreas, son el resultado de criterios técnicos y potencial geológico dependiendo del tipo de Cuenca y la información disponible.
“El trazado de los bloques se basa en análisis de sísmica para establecer el potencial del yacimiento, fotos satelitales, pozos exploratorios y pozos de desarrollo y sobretodo niveles de producción, con proyección en reservas y recursos”, dijo Vera.
Mapa sin áreas disponibles
Desde la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en 2003 hasta inicios del actual gobierno, el mapa de tierras de la entidad registraba las Áreas Disponibles para desarrollo petrolero y que abarcaban alrededor de 56 millones de hectáreas, sin embargo hoy ya no están registradas estas áreas en el plano cartográfico.
“El mapa de tierras actualizado y publicado por parte de la Agencia el pasado 16 de mayo, únicamente muestra la relación de áreas que actualmente están en etapa de exploración, de evaluación técnica, en producción y de reserva para el desarrollo minero energético. En el pasado, la entidad incluía todas las áreas que estaban disponibles para ser adjudicadas a través de los procesos de asignación de áreas”, explicó Natalia Suárez, abogada senior de Holland & Knight.
La consultora experta en temas petroleros señaló que hoy, dadas las políticas del gobierno, el mapa de tierras no contiene esta información, pero no es porque el país no cuente con áreas con prospectividad para ser exploradas sino por la decisión de no adjudicar contratos de exploración y producción por el momento.
“Es importante anotar que, en el 2021 durante el último ciclo del proceso permanente de asignación de áreas, la Agencia ofertó 28 bloques disponibles, muestra de que aún contamos con áreas que no han sido asignadas y que tienen todo el potencial para ser exploradas en busca de recursos que permitan su producción hacia una transición energética gradual y responsable”, resaltó Suárez.
Al indagar con voceros de la Agencia Nacional de Hidrocarburos sobre las razones por las cuales los técnicos de la entidad excluyeron las áreas disponibles para el desarrollo de bloques petroleros se abstuvieron de dar alguna respuesta, pero este diario pudo establecer que el Gobierno no quiere generar una falsa expectativa sobre la firma de nuevos contratos.
En la actualidad, la entidad tiene registrados 247 convenios de exploración y producción, 54 de producción y cinco en evaluación técnica. Además, los 49 contratos de asociación con Ecopetrol.
Aprovechar el potencial
El pulso entre el Gobierno Petro y el sector petrolero del país radica en si los contratos actuales permitirán aumentar las reservas, como lo proyecta el Ejecutivo.
En una reciente entrevista a este diario, el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), Francisco José Lloreda explicó que hay una decisión del Gobierno Petro que la industria petrolera del país comparte, y es optimizar el desarrollo de los contratos existentes.
“Las empresas petroleras se están preparando para ejecutar esta tarea. Pero, solo el tiempo dirá si esta actividad exploratoria es exitosa o no, así mismo si con los contratos existentes se logra mantener la producción actual”, dijo Lloreda.
El líder gremial recalcó que “cuando digo que el tiempo lo dirá es porque esto no se sabrá de la noche a la mañana, ya que desde el momento en que se firma un contrato hasta cuando se extrae el primer barril técnico no comercial pueden pasar cinco o seis años. En ese abanico de contratos existentes en materia exploratoria hay proyectos más avanzados que otros, los cuales hasta ahora están en etapa preliminar”.
Un estudio desarrollado por el Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional señala que el potencial de crudo que reposa en el subsuelo colombiano, en un escenario optimista, puede estar alrededor de los 430.000 millones de barriles, y en uno moderado en los 117.000 millones de barriles.
Así mismo, la investigación indica que el potencial de gas del país en un escenario moderadamente optimista puede ser de 27,77 TFC (Trillon Cubics Feets, en español Billones de Metros Cúbicos). Y en un contexto optimista las reservas estimadas del combustible puede ser de 234,18 TCF, y en un panorama realista de 3,35 TCF.
Baja la proyección para la extracción de crudo
Una proyección llamativa del Marco Fiscal de Mediano Plazo, presentada por el Ministerio de Hacienda, es la que corresponde a la producción petrolera para los próximos 11 años, la cual muestra una contracción a partir de 2026, ya que según el Gobierno en ese año se alcanzará el pico de 825.000 barriles diarios (bpd) desde donde bajará hasta los 525.000 bpd en el 2034.
Para este año la meta de extracción de petróleo es de 769.000 bpd, con lo que la estimación a 2034 es menor en 244.000 bpd, es decir 31,72%. En el marco Fiscal del año pasado se previó que la producción de crudo se iba a estabilizar en 710.000 bpd día entre 2026 y 2033.
Sobre los precios del combustible en los mercados del mundo, los Marcos Fiscales de 2022 y 2023 coinciden en que no superarán los US$100 por barril en la próxima década. Hace un año se apostó por US$94,6 por barril en 2033 y en este 2023 se contempla un valor de US$84,4 a 2033.
