La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) está haciendo una gran apuesta para evaluar una información que, de confirmarse, podría significar un importante hallazgo de gas natural en el país. Orlando Velandia, su presidente, dice que las buenas noticias podrían darse en el segundo semestre del año.
Además, habla del nuevo enfoque de la entidad hacia las energías renovables no convencionales y ratifica que no es necesario firmar más contratos petroleros, pues los que han sido entregados en años anteriores prácticamente están cubriendo las zonas con mejor prospectividad.
¿Cómo avanza la transformación de la ANH?
La instrucción del presidente (Gustavo Petro) es que en el corto tiempo la ANH se convierte en la Agencia Nacional de Energía y para esto ya se han dado unos primeros pasos.
El año pasado el Ministerio de Minas y Energía nos delegó unas funciones particulares para impulsar procesos en energía eólica, geotermia, hidrógeno blanco y captura y almacenamiento de CO2.
Igualmente, estamos avanzando en el proceso de fusión con el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas No Interconectadas (Ipse) con el fin de ir arreglando la institucionalidad en línea con el propósito establecido por el Gobierno.
Orlando Velandia, presidente de la ANH.
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¿Cuándo se tendrán los primeros parques eólicos en el Mar Caribe?
Lo que tenemos contemplado en el cronograma de la subasta es que los interesados en desarrollar los proyectos reciban un permiso de ocupación temporal durante 8 años para que hagan toda la evaluación de la infraestructura y obtengan los licenciamientos.
Luego, habrá una fase de 30 años para que implementen el proyecto, generen energía y se haga el proceso de desmantelamiento. Esto implica que, en el mejor de los casos, podríamos tener los primeros megavatios más o menos en 8 o 10 años.
¿Cómo harán para que estos proyectos no tengan los mismos problemas que los de La Guajira?
Nos están dando los tiempos, estamos trabajando articuladamente con la Creg y la Upme para generar toda la infraestructura y reglas de juego necesarias para que en este horizonte de tiempo podamos tener solucionado la interconexión.
Hemos recibido interés de 8 a 10 compañías, que son grandes jugadores en el mundo. Este es un importante mensaje de confianza en el país y del interés que despierta nuestro Mar Caribe para el desarrollo de esta infraestructura. Aspiramos a que muchos de los que hoy están interesados en estos proyectos finalmente materialicen ese interés habilitándose y participando en el proceso.
También se anunció una ronda de geotermia para este año…
El reto es que este año podamos sacar adelante nuestra primera ronda de geotermia, pero estamos en ese proceso de construcción de la información con los actores involucrados en este caso.
Vamos a revisar cómo la vamos a hacer y las áreas. Esto no es como una asignación para buscar hidrocarburos, la labor exploratoria y los potenciales casi que los tenemos que tener muy desarrollados.
¿Han pensado en adjudicar nuevos contratos, pero solo para gas natural?
Tengo que hacer una precisión. Nosotros técnicamente no podemos decir que vamos a hacer una ronda de gas natural porque cuando se buscan hidrocarburos se busca de todo: líquidos y gas natural.
Sin embargo, hay unas cuencas con una mayor prospectividad hacia el gas. Estamos trabajando desde la ANH en seguir estudiando nuestras cuencas e incorporando conocimiento para que, en su momento, miremos cómo pudiéramos llevar ese gas a la superficie.
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¿Entonces la adjudicación de cualquier nuevo contrato sigue descartada?
La instrucción de este Gobierno es que en Colombia los contratos se respetan
Con los contratos que tenemos hay muchísimas hectáreas para seguir explorando, la gente se quedó con el mensaje de que no vamos a seguir buscando petróleo y no es así. Lo vamos a seguir buscando en los contratos ya asignados, que son más de 300.
La instrucción de este Gobierno es que en Colombia los contratos se respetan, si nos concentramos en que las compañías puedan cumplir los compromisos que tienen en esos contratos ya firmados habremos avanzado mucho.
Esos contratos casi que están cubriendo las zonas con mejor prospectividad, si nos adentramos en sacar otros contratos serán en cuencas no bien conocidas que tampoco serán del interés de las compañías.
Nos quedamos simplemente en esa discusión dialéctica de «se acabó el petróleo porque no habrá nuevos contratos», pero tenemos 15 millones de hectáreas para seguir explorando en los contratos vigentes, que hoy tienen una seguridad jurídica.
¿Las áreas donde pueden haber grandes descubrimientos ya están asignadas?
Sí, ya están asignadas. Están englobadas en esos más de 300 contratos que hoy están vigentes, muchas compañías ya han acometido labores exploratorias importantes, otras no las han podido hacer y otras tienen problemas y por eso los contratos están suspendidos.
En esta administración nos estamos concentrando en cómo destrabamos esos contratos que, aunque están firmados, se encuentran suspendidos por diversas razones.
¿Cómo avanza esa tarea de reactivar esos contratos suspendidos?
Estamos buscando un mecanismo para hacer mucho más eficiente nuestro relacionamiento con las comunidades. Las dificultades que ha tenido la industria no son de ahora, llevamos 100 años desarrollando esta industria en Colombia y siempre hemos tenido problemas de conflictividad en las regiones.
Esa conflictividad no es propia de un determinado Gobierno, cuando las compañías llegaron a las regiones no tenían un ambiente favorable. Siempre hay prevenciones hacia el desarrollo de la industria, pero lo que estamos buscando es que el diálogo sea más eficiente y que apunte a la búsqueda de soluciones, vinculando a las autoridades, la institucionalidad, las comunidades y las compañías.
Orlando Velandia, presidente de la ANH
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¿Cuándo publican el informe de reservas petroleras de 2023?
Normalmente, el informe se publica al terminar el primer trimestre, un poco hacia abril. Estamos intentando redimir unos días para ver si lo podemos tener antes, por eso desde diciembre estamos buscando cómo optimizar más el proceso de análisis y sentarnos con las compañías para revisar dónde puede haber dificultades técnicas con el reporte la información y así ganar tiempo.
¿La caída en las reservas de Ecopetrol deja entrever que el balance no será positivo?
Tenemos que consolidar toda la información porque sí hay compañías privadas que han tenido un importante crecimiento en sus reservas. Ecopetrol es uno de nuestros mayores actores en la industria, pero también las compañías privadas han hecho un importante trabajo y algunas de ellas han tenido un año exitoso en la incorporación de reservas.
Hubo varios anuncios de descubrimientos y este año también vamos a dar anuncios de hallazgos importantes. Cuando una empresa nos informa que un pozo descubrió hidrocarburos por lo menos ya sabemos que ahí hay una reserva, pero se requieren hacer otras evaluaciones.
¿Qué estrategias se implementarán para aumentar las reservas?
Colombia tiene uno de los factores de recobro más bajos del mundo
Colombia tiene uno de los factores de recobro más bajos del mundo, eso significa que de cada 100 barriles que potencialmente podríamos llevar a superficie, efectivamente producimos el 16 por ciento, el promedio mundial es de 25 por ciento.
Tenemos una cifra muy baja y eso se debe a condiciones de precios, la tecnología que se usa, el tipo de yacimiento que tenemos y por las condiciones geológicas de nuestras estructuras. Pero por cada punto adicional que aumente el factor de recobro podemos incorporar más de 500 millones de barriles a nuestras reservas y en eso estamos trabajando.
Desde la ANH estamos trabajando con Ecopetrol y el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) para mejorar el conocimiento y la tecnología en los yacimientos que están produciendo con el fin de mejorar el factor de recobro.
¿En Colombia todavía hay zonas donde se puedan hacer grandes descubrimientos de petróleo o gas natural?
Estamos obteniendo una información muy valedera
de que eso obedece no a un tema aislado
Estamos evaluando una información muy importante que nos podría aproximar a tener una estructura significativa que nos podría proveer recursos, pero no me quiero anticipar, quiero seguir trabajando con nuestros geólogos y técnicos y también con la información que tienen algunas compañías. Creo que podríamos dar unas buenas noticias este año.
Lo que estamos mirando con información complementaria es que algunos descubrimientos que se han dado hacen parte de una gran estructura que fuimos pellizcando en los extremos, pero al hacer una evaluación regional estamos obteniendo una información muy valedera de que eso obedece no a un tema aislado sino a una importante estructura regional.
Vamos a invertir unos recursos para ver si hacemos una interpretación más regional, pero somos optimistas de que nuestra hipótesis se puede dar.
La mitad de los recursos que la ANH utilizaba para la evaluación prospectiva de las áreas que ofrecía en las rondas la estamos destinando para hacer ese tipo de evaluaciones con potenciales en gas, son más de 120.000 millones de pesos. El otro 50 por ciento se está usando para avanzar en el conocimiento de nuestros potenciales en fuentes no convencionales.
El anuncio va a depender un poco de que nosotros terminemos estas evaluaciones, que las tenemos programadas en nuestro plan de adquisiciones de 2024. Yo creo que sería en el segundo semestre, amén de otros avances que está haciendo la industria privada.
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¿Cómo se explotará el potencial que se encuentre en esta área?
Buscaríamos cómo facilitar que las compañías, sin necesidad de firmar contratos adicionales, puedan llevar esos recursos a superficie, pero cada día tiene su propio afán y por ahora necesitamos evaluar si la hipótesis de nuestros técnicos y geólogos es valedera.
¿Ralamente Colombia necesita importar gas natural desde Venezuela?
Tenemos que contemplar todas las posibilidades, no nos podemos concentrar en una sola opción. El país lleva muchos años importando gas, tenemos una planta de regasificación en la Costa Caribe y se ha hablado mucho de otra planta de regasificación.
El tema de la importación no nos debe sorprender, tenemos que tener sobre la mesa todas las posibilidades y evaluar la oportunidad y la pertinencia, pero lo que más nos interesa es garantizarles a las familias y al parque automotor que van a tener gas disponible y para eso todas las posibilidades son bienvenidas.
¿Cuándo se tendrá la primera producción de gas natural en costa afuera?
Estamos ante una de las provincias hidrocarburíferas más importantes que nos puede cambiar la historia
Hace 8 años dimos los anuncios de los descubrimientos de Kronos, Gorgon y Purple Angel, pero efectivamente tenemos que acelerar un poco más el paso. Estamos trabajando con Ecopetrol y Cenit para ver cómo podemos habilitar la importante red de oleoductos que tiene el país como gasoductos.
Lo que más nos puede demorar es la infraestructura para llevar el gas al continente, por eso estamos buscando cómo podemos ganar un tiempo y eso implica definir cómo llevar esas moléculas de gas desde los sitios donde se van a producir hasta el litoral y de ahí hasta el interior del país.
En esto estamos avanzando para redimir tiempo porque, como lo dijimos en su momento, estamos ante una de las provincias hidrocarburíferas más importantes que nos puede cambiar la historia, pero necesitamos avanzar porque el recurso está ahí y si no se transporta hacia donde está el consumo, por ahora no nos serviría de nada.
La primera producción depende de la alternativa y del sitio donde empecemos a desarrollar, porque a los descubrimientos del 2017 en el Golfo de Morrosquillo se han incorporado otros más hacia el norte, tenemos unas perspectivas importantes de seguir ampliando esa provincia.
Todo va a depender de la logística que logremos armar para el transporte y todo se podrá lograr en la medida en que las compañías sigan evaluando el proyecto, las dimensiones y el yacimiento, los últimos ejercicios que ha hecho Ecopetrol nos tienen también muy optimistas.
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¿Cuáles son las metas de exploración y producción de hidrocarburos para 2024?
Hay mucho por hacer y explorar en los contratos firmados.
Aspiramos a superar los 40 pozos exploratorios y tener una producción de petróleo de alrededor de 800.000 barriles día. El 2022 terminó con unos precios muy importantes, pero con una producción relativamente baja, mientras que el año pasado se tuvieron precios más bajos, pero aumentamos la producción de petróleo a 777.000 barriles día, es un crecimiento superior al 3 por ciento.
También tenemos unas metas desafiantes en sísmica, pero sobretodo una meta de exploración en el Mar Caribe porque se perforará un pozo muy importante que va a marcar un hito este año.
El pozo Komodo (Ecopetrol) es un desafío porque tendrá una lámina de agua de cerca de 4.000 metros, es decir, son 4 kilómetros bajando de solo agua hasta encontrar la base marina para comenzar la perforación. El pozo más profundo hasta la fecha está en un país de la costa africana y fueron 3.600 metros de lámina de agua.
La gente se quedó con una dialéctica que no es tan cierta, hay mucho por hacer y explorar en los contratos firmados. Los excedentes de la industria petrolera y minera los vamos a aprovechar para avanzar hacia la transición energética, por eso le estamos apostando a las energías eólica y solar.
El país no puede seguir históricamente dependiendo de una sola fuente de recursos que son finitos en el tiempo. Los hidrocarburos se van a acabar y la energía que mueve las industrias y el transporte sigue siendo de recursos fósiles.
Y en lo eléctrico tenemos grandes vulnerabilidades, hay que hacer que el país sea mucho más resiliente ante el cambio climático, esto no es un cuento, es evidente y la gente lo está sintiendo. No nos podemos quedar en el paradigma de que no se van a firmar nuevos contratos, hay mucho por hacer y lo estamos haciendo.
¿Cuántos años de producción de petróleo le quedan a Colombia?
Es una pregunta no tan fácil de contestar. Supongamos, si los contratos que tenemos firmados de las últimas rondas y que no han agotado su fase de exploración resultan ser exitosos y encuentran hidrocarburos, terminan su etapa exploratoria en 2028, luego vendrá la fase de producción que son casi 30 años.
Pero, si no somos conscientes de que esa dependencia la tenemos que ir mitigando sistemáticamente vamos seguir entregando contratos y buscando hidrocarburos. Tenemos que avanzar en la transición energética mientras aprovechamos esos excedentes que están por llevar a superficie.
