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El desarrollo de la actividad exploratoria off shore (costa afuera) es la gran apuesta de la administración Duque para reactivar la búsqueda de hidrocarburos en el Caribe colombiano. El descubrimiento petrolero que realizó ExxonMobil en Guyana ha reavivado el atractivo por esta zona marina, a través de la cual Trinidad y Tobago se ha convertido en el séptimo exportador de gas del mundo, por ejemplo.
Analistas del sector estiman que en el mar Caribe colombiano se podría encontrar un potencial de gas natural de entre siete y 30 terapiés cúbicos (TPC). Actualmente el país cuenta con unas reservas de 4,9 TPC, de los cuales 3,78 son reservas probadas (recuperables comercialmente), 0,77 TPC de no probables (no probadas) y 0,41 TPC de posibles (difícil recuperación). “Partiendo de una producción de gas en el año 2018, equivalente a 386 millones de giga pies cúbicos, se calcula una relación reservas/producción de 9,8 años”, destaca un documento de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME). Este organismo resaltó ocho obras en el nuevo Plan de Abastecimiento de Gas Natural para incrementar las reservas gasíferas, con inversiones que superan los US$800 millones.
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Recientemente, el Ministerio de Minas y Energía regularizó la explotación de hidrocarburos costa afuera. La reglamentación “permitirá convertir a la región Caribe en un gran hub (centro de actividad) de servicios y bienes petroleros”, dijo en su momento Diego Mesa, ministro del ramo.
La UPME indicó que en los próximos años “se espera la incorporación de nuevos volúmenes de gas natural con la asignación de bloques off shore y on shore como resultado de los procesos permanentes de asignación de áreas actualmente liderados por la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos), y volúmenes adicionales provenientes de yacimientos no convencionales (fracking)”.
La industria desea que el desarrollo de proyectos en el mar Caribe siga avanzando para aportar a la seguridad energética y a la economía del país, sostiene el presidente de Naturgás, Orlando Cabrales. “Es indispensable aprovechar el potencial que tenemos costa afuera, previsto entre siete y 30 teras, para generar más empleo, inversiones, proyectos productivos en la región Caribe y multiplicar las reservas de gas”, dijo el dirigente gremial.
La ANH tiene una relación de ocho contratos de exploración y producción off shore en ejecución en este año con inversión pendiente por cerca de US$1.605 millones.
Contratos vigentes costa afuera
Las relaciones contractuales son GUA OFF-1, a cargo de Repsol, que se encuentra en la fase uno de exploración y con inversiones pendientes de US$346 millones, y Tayrona, de Petrobrás, con inversiones por realizar de US$146 millones; la empresa brasileña tiene planeado la perforación del pozo Uchuva-1 en 2021.
Ecopetrol tiene cuatro contratos costa afuera: COL-5, que se encuentra en la fase uno del período de exploración y con inversiones pendientes por unos US$342 millones; GUA OFF-10, en proceso de asignación de áreas y con inversiones por US$88 millones; Fuerte Sur y Purple Ángel , ambos en desarrollo del programa de evaluación integrado. La petrolera colombiana, en calidad de operador del contrato COL-5, adquirió 1.776 km2 de sísmica 3D.
Destaca la ANH que se encuentra en ejecución del Programa de Evaluación Integrado para los descubrimientos Gorgon, Purple Angel-1 y Kronos-1, de los contratos Fuerte Sur y Purple Angel.
La estadounidense Noble Energy tiene dos contratos: COL-3 y GUA OFF-3, los dos en fase de exploración y con inversiones previstas por US$684 millones. Esta petrolera tiene proyectada la perforación de un pozo exploratorio costa afuera para 2021 (Cumbia-1) en el bloque COL-3, que se encuentra a 27,6 km costa afuera frente al departamento del Atlántico.
Anadarko Colombia tiene plazo hasta febrero de 2021 para definir la conversión de los contratos de evaluación técnica TEA COL-1, COL-2, COL-6 y COL-7 a contratos de exploración y producción de hidrocarburos.
Un vocero de Ecopetrol explicó que se tiene previsto que en los próximos dos años se perfore un pozo exploratorio en el bloque Tayrona, en sociedad con Petrobrás, y continúe la evaluación del descubrimiento de Orca para evaluar la comercialidad de este proyecto.
Precisa un informe de la petrolera colombiana que en el Caribe Sur, Ecopetrol y su socio Shell están planeando la perforación de un pozo para probar la capacidad de producción de Gorgon en aguas profundas. “En caso de éxito se espera continuar con una campaña de pozos delimitadores para confirmar la extensión del campo, así como los recursos disponibles”, destaca el documento.
“Desde 2014 se han descubierto pozos como Orca, Kronos, Purple Ángel, Gorgon y esperamos que la nueva normatividad viabilice mucho más la actividad exploratoria y mantenga el interés de jugadores importantes como Shell, Exxon, Noble Energy, Equinor y Ecopetrol, empresas que cuentan con altos estándares que garantizan una operación técnica y ambientalmente adecuada”, añadió Cabrales.
Voceros de Ecopetrol manifestaron que la compañía avanza en los proyectos costa afuera, “pese a que los plazos de planeación de actividades en el off shore colombiano son largos como consecuencia de la obtención de permisos y la falta de infraestructura de servicios especializados y disponibilidad de barcos de perforación en el país”.
En la medida en que se vaya estableciendo la actividad off shore con el desarrollo y la puesta en producción de los descubrimientos realizados en el Caribe, el desarrollo de servicios especializados en el país vendrá de forma natural para cubrir las necesidades de la industria de exploración y producción, según voceros de la petrolera estatal.
La planta de la discordia
El Plan de Abastecimiento de Gas Natural diseñado por la UPME incluye varios proyectos para asegurar el abastecimiento de gas para la siguiente década.
Las iniciativas tienen que ver con la construcción de la infraestructura de importación de gas del Pacífico y los medios de transporte al suroccidente y resto del país: construir el gasoducto para asegurar el transporte de gas de los nuevos hallazgos del Valle Inferior del Magdalena y de la Regasificadora de la Costa Atlántica, especialmente la obra que tiene que ver con la bidireccionalidad para el tramo Barranquilla-Ballena, igual situación se debe ejecutar para el tramo Barrancabermeja-Ballena, lo mismo que se debe garantizar el transporte entre Mariquita y Gualanday.
El ministro Mesa sostuvo que en el Plan de Abastecimiento de Gas la UPME ratificó la necesidad de construir la Planta de Regasificación del Pacífico colombiano para la importación de este energético.
Según el Ministerio de Minas y Energía, la planta va a tener una capacidad de almacenamiento de 170 mil metros cúbicos y podrá regasificar 400 millones de pies cúbicos diarios de gas natural licuado en Buenaventura. Estará conectada a un gasoducto hasta un punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte en el municipio de Yumbo (Valle del Cauca).
Posterior al reconocimiento de la necesidad de la planta de regasificación en el Pacífico, por parte del ministro Mesa, los productores de gas natural on shore reaccionaron.
El presidente de Gas de Canacol Energy, Jorge Linero, consideró que la UPME quiere que los usuarios pasen de pagar entre US$4,7 y US$5 por millón de BTU (British Thermal Unit) a US$8 por gas nacional importado en Buenaventura, es decir, un incremento del 70 % en el precio del combustible.
Advierte Linero que los vendedores de gas natural importado no pagan nada de la infraestructura de regasificación ni del gasoducto Buenaventura-Yumbo, “sino que los cerca de US$800 millones que cuesta los tienen que pagar todos los usuarios del país, sin importar si usan o no la regasificadora”, dice.
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