Se recupera el sector petrolero

Hay tres razones. Primero, la seguridad energética, pues estas reservas son las que nos permiten suministrar al país el gas domiciliario, el diésel para las plantas de generación y la gasolina para los vehículos. En segundo lugar están los excedentes exportación que ayudan muchísimo a nuestra balanza comercial. Finalmente está la generación de recursos vía regalías en las regiones. Dicho de otra forma, el país depende muchísimo de la industria petrolera para la buena salud de sus finanzas públicas.

Sin embargo, antes de 2017 la cosa no estaba tan bien.

Es cierto. Como veníamos a 31 de diciembre de 2016, teníamos una reserva de 1.665 millones de barriles, eso indicaba una autosuficiencia para unos cinco años. Hay que tener en cuenta que Colombia consumió 312 millones de barriles en 2017 y eso implicaría que, si no hubiéramos hecho nada el año pasado, tendríamos hidrocarburos para 4,3 años.

¿Qué tan grave hubiera sido?

Pensemos que esto funciona como una cuenta de ahorros: si usted debita y no le incorpora nuevos recursos, va a quedar en ceros, algo que traducido a la industria de los hidrocarburos sería una terrible noticia, pues se paran las refinerías y dependeríamos de otros países para tener gasolina y gas. Es muy importante entender que el ciclo del petróleo, desde la fase exploratoria hasta la extracción del crudo, toma cinco años, lo que significa que si no hubiéramos hecho algo el año pasado el horizonte de autosuficiencia de Colombia estaría en estado crítico. Para ponerlo en perspectiva, en el 2015 repusimos sólo el 17 % de lo que consumimos. En el 2016 ese índice quedó en -4 %, es decir, que no solo no repusimos las que consumimos sino que por efectos de la caída de precios la revaluación de nuestras reservas fue negativa. En contraste, al finalizar 2017 tuvimos un índice de reposición de 138 %, con lo que tenemos reservas para 5,7 años.

¿Cómo lo lograron?

Existen tres maneras de incorporar las reservas. La más común es el mejoramiento de precios, donde, dependiendo del costo de extraer un barril frente al precio de venta del mismo en el mercado mundial, se decide qué tanto crudo se lleva a la superficie. Es por eso que los bajos precios del petróleo nos afectaron tanto. El segundo mecanismo es el hallazgo de nuevos yacimientos, que en los últimos años se ha estancado, aunque tuvimos avances el año pasado. Por eso en 2017, como en pocos años en la historia, el gran porcentaje de incorporación de recursos, 51 % para ser exactos, obedece a la optimización de yacimientos, que era un desafío que teníamos como país.

¿Esa optimización de la que habla se logra a punta de tecnología?

Primero tenemos que saber que existe un factor de recobro, que significa que por diferentes motivos, como la presión del yacimiento o el peso del hidrocarburo, no todo el recurso puede ser extraído. En Colombia, de cada 100 barriles que descubrimos, sólo podemos llevar 19 a la superficie, pero si logramos aumentar ese factor por un punto porcentual, podríamos incorporar aproximadamente 500 millones de barriles a nuestras reservas.

Para lograrlo usamos tres técnicas: el recobro mejorado (EOR), con el que aumentamos los niveles de recuperación de hidrocarburos mediante la aplicación de diversas tecnologías; la producción incremental (PPI), a través de los cuales logramos generar estímulos para que las compañías inviertan en el mejoramiento de la curva de decaimiento de los campos, y finalmente el performance de campos, donde las empresas hacen inversiones por su cuenta para el mejoramiento y el mantenimiento de campos, que evita una caída rápida de la productividad de los pozos.

¿Qué tanta inversión hicieron para aplicar estos mecanismos?

En general, en materia de exploración y producción invertimos US$3.400, un 67 % más que en 2016, cuando el monto fue de US$2.040. Son inversiones que se trazan con un horizonte de recuperación de cuatro o cinco años a través del mejoramiento de la producción, y los resultados se han visto, pues sumado a lo que logramos por revaluación de precios y hallazgos, repusimos 429 millones de barriles.

Así las cosas, ¿cuál es la meta para este año?

Para 2018 se podría esperar que la reposición sea del 150 %. Esa es la apuesta si seguimos incorporando la optimización en nuestros yacimientos y manteniéndola como un punto clave. Eso sí, sin descuidar la búsqueda de nuevos recursos y si se mantienen los niveles de precios actuales. Nuestro desafío es superar ese índice de reposición del 138% que tuvimos el año anterior.

En materia de búsqueda de nuevos yacimientos, ¿cómo estamos?

Antes de 2015 estábamos acostumbrados a perforar más de cien pozos exploratorios por año. Para 2016 la cifra fue de 21, pero en 2017 crecimos a 54. Si sumamos los pozos de desarrollo, donde ya extraemos, la cifra aumenta a 578, con un promedio de 78 taladros al mes buscando petróleo, en contraste con los 28 del 2016. La intención este año es mantener esa curva de crecimiento, llegar a los 90 taladros en campo cada mes.

Una parte esencial del proceso son las subastas petroleras. ¿Qué planean para este año?

Claro, ese es el primer paso de todo este camino exploratorio y de producción: ofertar áreas para que se haga la exploración en ellas. Estamos a punto de aprobar los términos de referencia para el proceso competitivo permanente que nos permitirá ofertar este año por lo menos unas 50 áreas bajo ese mecanismo. Esperamos lograrlo pronto, pues tienen el potencial de mejorar nuestra balanza de reservas.

Aparte de estas áreas, ¿hay posibilidades de encontrar nuevos recursos?

Por su puesto. Nosotros nunca paramos de buscar, y es eso lo que nos garantiza seguir encontrando yacimientos. Este 2018 la meta es alcanzar los 65 pozos exploratorios. Para eso primero tenemos que realizar trabajos de socialización con las comunidades, conseguir permisos ambientales, sortear las dificultades para transportar el taladro, pues en algunos lugares el acceso es difícil, y esperar que los factores climáticos estén de nuestra parte. En los llanos, por ejemplo, el periodo invernal sólo permite trabajar en actividades propias de esta industria unos pocos meses al año.

¿Podríamos decir, entonces, que la industria petrolera colombiana ya puede estar tranquila?

Todavía no estamos para levantar globos al aire y celebrar, pero los logros del último año son claras señales de recuperación. Ahora nuestra meta es aumentar más las reservas e ir acercándonos más hacia el anhelado millón de barriles de producción diaria, a más excedentes de exportación y más regalías para las regiones.

¿Cuánto falta para eso?

Este año nos estamos aproximando a los 900.000 barriles. Recuerde que producíamos el millón cuando el barril estaba a US$120. Hoy está a US$70, pero si se mantiene el nivel de precios y seguimos trabajando con juicio en las tareas de optimización, producción y exploración, en aproximadamente dos o tres años retornaremos al millón.