Juan Camilo Colorado El país atraviesa una etapa de incertidumbre a causa de la caída en la producción de gas y un posible escenario de importación del recurso, esto en paralelo con una mejora en la producción de crudo y la caída de la cotización internacional del mismo. Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, habló con LR sobre la actualidad de la producción y las reservas de crudo y gas, los escenarios de importación y la situación de las licencias ambientales.
¿Cuál es el balance que deja el informe de reservas y recursos de 2024? Si lo pudiéramos sintetizar, hemos cambiado la tendencia decreciente en materia de petróleo y gas. Encontramos un punto de inflexión positivo que nos permite ser optimistas en que estamos encontrando las vías de acción que nos faciliten cambiar esa tendencia, sobre todo en gas de los últimos 12 años. Llevamos 12 años en una caída sistemática, producto de la declinación natural de nuestros yacimiento de gas, que tienen una vida útil que se va perdiendo con el tiempo, una presión del yacimiento que hace que los hidrocarburos no fluyan con facilidad hacia superficie.
Lo que hay que hacer es concentrarnos en esas medidas que sentimos hoy que nos están dando resultados. Logramos, no solamente reponer lo que consumimos (que es importante) sino que también incorporamos nuevas reservas en materia de petróleo. En gas, a diferencia de lo que pasó en el 2023, que no solamente no se repuso lo que se consumió, sino que se decayó más de lo que se tenía a comienzos del año pasado. Este año tuvimos una reposición positiva, es decir, incorporamos nuevas reservas.
La cotización internacional del petróleo viene cayendo, ¿qué tanto incidió en los resultados de producción y reservas de 2024? Hay una regla de tres directa, en que a mayor precio pueden haber mejores incorporaciones por revaluación de las reservas, El año pasado estuvimos en promedio en US$70-US$72, mientras que en años anteriores estuvimos por encima de US$90. Con todo esto, lograr incorporaciones nuevas es también un resultado para destacar. También hubo una reposición de 105%. La reposición de 100% es cuando repongo lo que produzco. Pero 5% es, a parte lo que se gastó, se incorporó más y esa sería la tendencia ideal.
¿Cómo está la exploración de nuevos pozos? Seguimos haciendo exploración en el marco de los contratos vigentes. Esta cifra, que yo no me dejo de de repetirla, es que tenemos más de 90 contratos en los que todavía no se han acometido las labores de exploración. Luego hay mucho escenario, respetando los contratos vigentes firmados en años anteriores, donde se puede hacer exploración. Tomamos medidas en 2023 para poder incorporar más recursos en trabajos de exploración. Ese acuerdo nos ha permitido tener más de US$160 millones para la exploración. Luego, la exploración sigue. Ecopetrol, que es un gran jugador y un gran actor en este tema, lo ha demostrado en sus informes y en sus planes de inversión.
Reservas de petróleo llegaron a 7,2 años en 2024 y se repuso 105% de la producción Los recursos son para este año muy importantes. Ese trabajo hay que hacerlo. Insisto, son nueve millones de hectáreas asignadas donde podemos seguir haciendo exploración. No es una cifra menor. Desde 1998 para acá hemos firmado 71 contratos, pero parte de la tarea que estamos haciendo es cómo las compañías pueden cumplir con las obligaciones establecidas en el contrato, porque el contrato per se no trae reservas. Lo que trae reservas es que yo pueda explorar y que pueda hacer la símica y que pueda hacer los pozos. Tenemos un gran volumen de áreas y de contratos donde no hemos podido acometer.
La línea es clara, el gobierno dice "optimicemos lo que tenemos y hay muchísimo por hacer". ¿Cómo están trabajando con la Anla en este sentido? Ha sido total. Sin embargo, hay unas decisiones en el marco de la autonomía de la de la autoridad ambiental que no podemos controvertir, no nos corresponde.
Ellos han venido presentando los recursos al licenciamiento porque en opinión de ellos, por el conocimiento que tengo, hay muchas cosas que todavía tiene que explicar la autoridad ambiental. Pero cada vez que eso se demora, se afectan las ventanas climáticas. Están los 90 contratos sin exploración pero en el informe de reservas mencionaron que las regalías crecieron en comparación con el gobierno anterior, ¿a qué se debe? ARTÍCULO RELACIONADO Aporte del Piedemonte llanero a la oferta de gasLa región del Piedemonte llanero aporta hasta 51% de la demanda gasífera nacional A una mayor producción. Hacia agosto de 2022 terminamos con una producción promedio de cerca de 720.000 barriles. El año pasado producimos casi 770.000 barriles, significa más o menos un aumento de producción de 8%. Las regalías son el resultado de tres factores: cantidad de crudo, precio y tasa de cambio.
Es directamente proporcional a la cantidad que yo produzca, al precio en el que esté el crudo y a la tasa de cambio. La cantidad la aumentamos, el precio se mantuvo y la tasa de cambio sí nos ayudó. Si el precio no lo defino yo ni la tasa de cambio, ¿con qué puedo jugar? Con la producción. Al aumentarla, crecen las regalías. ¿Qué regiones están liderando la producción? En Meta hemos tenido los mejores niveles producción, lo que me lleva a decir una cosa. La gente cree que es fácil subir 1.000 barriles de crudo la producción diaria, que simplemente es abrir la llave. Pero es más complicado.
Implica más plata y más recursos técnicos. Lo otro es que pese a que tuvimos una producción diferida, por bloqueos, por problemas técnicos, por problemas de energía, por afectación de la infraestructura, no los podemos meter al ducto. ¿Qué hacen frente a ello? A través de la estrategia territorial de hidrocarburos estamos en las regiones hablando con las comunidades para el levantamiento de bloqueos, hablamos con el Ministerio de Defensa para salvaguardar más la infraestructura. Eso es una tarea permanente.
Del lado del gas, ¿tienen un cálculo sobre un año crítico de producción y reservas antes de que llegue Sirius? La demanda actual es de cerca de 900 millones de pies cúbicos diarios, eso es lo que necesitamos atender. Colombia produce un poco más pero no todo el gas que se fiscaliza sirve para la comercialización. La demanda nos dice que hay 5% más o menos de déficit, que son cerca de 45 Mpcd y es lo que se está importando ahora ¿Cuál fue el problema? El problema es que se afectó la demanda esencial. Ese gas lo suple para la generación eléctrica y lo que pasa ahora es que se atendió con prioridad la demanda industrial. La residencial es quien está asumiendo el alza en las tarifas por los costos de importación. El gestor del mercado dice que se podría requerir la importación de 160 millones de pies cúbicos en 2026 basado en cálculos de la Upme (aunque hay que revisar esos números).
Existen nueve proyectos en los que estamos trabajando para incorporar, más o menos, 53 millones de pies cúbicos. Si adicional a ello, se revisa las operaciones swap de gas (redistribución de los contratos para el mercado primario y secundario), podríamos estar hablando, ya no de un déficit de 160 Mpcd sino de 118 Mpcd. Si se suma la posible incorporación de los nueve proyectos, estaríamos hablando de un restante de 63 Mpcd. Esperamos que Ecopetrol oferte más gas en firme para el consumo este año.
Sobre el curso de la investigación en contra del presidente de Ecopetrol, ¿qué mensaje le da tanto a los inversionistas internacionales como a la producción? Si me pregunta cuál es la percepción hoy, las compañías siguen interesadas en seguir invirtiendo en Colombia en materia de hidrocarburos.
Fuente: La Republica