Colombia enfrenta un desafío decisivo para garantizar su soberanía energética en las próximas décadas: reactivar y destrabar los proyectos que permitan sostener la oferta de petróleo y gas en un escenario de demanda creciente.
En entrevista con EL COLOMBIANO, Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), advirtió que la baja actividad exploratoria ya está pasando factura. Mientras en 2014 se perforaban 140 pozos de gas, este año apenas se han ejecutado 30, un retroceso que —según el dirigente gremial— compromete la reposición de reservas y acelera la dependencia externa. Y aunque el descubrimiento de Sirius, en el Caribe, representa una señal alentadora, Castañeda recordó que ese gas no llegará al sistema antes de 2030.
Puede leer: La SIC aprueba salida de Shell de proyectos de gas en Colombia y Ecopetrol queda con el control total
Ante este panorama, el líder de Campetrol sostuvo que el país debe avanzar de manera simultánea en cuatro frentes: aumentar el factor de recobro, dinamizar la exploración, destrabar los proyectos frenados por barreras regulatorias o técnicas y acelerar las apuestas de mayor escala, como los desarrollos costa afuera (offshore).
¿Cuál es el estado actual de la producción de petróleo y gas en Colombia?
¿Y cómo están las importaciones de gas?
“Colombia está cubriendo el 17% de su demanda de gas con importaciones, es decir, cerca de 170 millones de pies cúbicos por día. Para el próximo año se necesitaría importar el 25% del gas que se consume y en 2030 podríamos llegar al 50%”.
Ya hay alertas de que la factura del gas podría subir más de 40% en algunas regiones por las importaciones...
“Sí. El gas importado ya no llega a precios de 5, 6 o 7 dólares por millón de BTU, sino a 15 o 20 dólares.
Algunos dicen que importamos desde 2016, cuando se habilitó la regasificadora de Cartagena. Es cierto, pero ese gas era para las térmicas. Desde diciembre de 2024 estamos importando entre 40 y 50 millones de pies cúbicos por esa misma planta, pero ahora para consumo doméstico y vehicular, que es la gran novedad.
Esto está impactando la canasta familiar, especialmente de los hogares de menores ingresos, donde el costo del servicio de gas podría aumentar entre 30% y 40%”.
¿Cuáles son los factores principales que explican la caída en la producción de gas y qué tan optimista es frente al futuro?
“No hemos tenido éxito en la exploración reciente. Las decisiones de esta industria se proyectan a 10 o 15 años, y si no tenemos más actividad no vamos a encontrar nuevos yacimientos.
Vea también: Factura del gas subiría 45% en Medellín por el aumento del gas importado que llega a Colombia
En 2014 perforábamos 140 pozos exploratorios; este año llevamos solo 30. Si no se estimula la inversión de riesgo, no podremos reemplazar la declinación natural de los campos.
Además, hay cuellos de botella ambientales. Las licencias tardan más de lo debido y a veces salen con condiciones que hacen imposible ejecutar los proyectos. Un ejemplo es el pozo Komodo, que no se pudo perforar por una licencia demorada y con requisitos antitécnicos.
Tenemos a Sirius, un descubrimiento importante de Ecopetrol en el Caribe, que requiere un gasoducto de 120 kilómetros y 116 consultas previas. Pero no se espera que una molécula de ese gas llegue al sistema antes de 2030.
Gas sí hay, pero necesitamos desarrollar los proyectos y convertirlos en prioridad nacional para agilizar su ejecución”.
¿Cuál es el potencial de los yacimientos no convencionales?
“Es enorme. Empezamos al mismo tiempo que Argentina y un poco después que el Permian en Estados Unidos. Hoy EE. UU. produce 8 millones de barriles de no convencionales y Argentina produce 5.000 millones de pies cúbicos de gas, de los cuales 3.000 provienen de no convencionales.
Colombia se quedó atrás. Necesitamos decisiones informadas, con base científica y técnica, si queremos aprovechar ese potencial”.
¿Qué opina de una eventual venta del activo Permian por parte de Ecopetrol?
“Un buen empresario siempre evalúa cómo optimizar su portafolio. La decisión no es vender por vender, sino pensar en dónde se reinvertirían esos recursos.
Si alguien compra el Permian por encima de su valor actual y tenemos un negocio mejor donde invertir, sería excelente. Pero si se vende para reinvertir en un activo con mayor huella de carbono, no tendría sentido.
El Permian es el activo con la mejor huella de carbono de Ecopetrol y su Ebitda supera al de los activos en Colombia. Venderlo sin tener un proyecto mejor sería un deterioro patrimonial para los colombianos.
Las barreras actuales son más ideológicas que técnicas. La tecnología ya existe y el gas es el combustible fósil con menor impacto de carbono. No podemos desperdiciar 15 años de curva de aprendizaje global en no convencionales y limitarnos a importar”.
¿Cómo ve la posibilidad de importar gas desde Qatar?
“No tengo la cifra exacta, pero sin duda sería más costoso que el gas que hoy importamos desde Estados Unidos. Solo el transporte ya lo encarece.
La pregunta no es de dónde traerlo, sino a qué costo. Lo importante es que sea un precio razonable para los hogares y la industria. La prioridad es la seguridad energética: el gas más costoso es el que no tengamos disponible”.
¿Cómo ve el pulso entre Ecopetrol y el Grupo Energía Bogotá por las nuevas plantas de regasificación?
“Todas las opciones son complementarias y necesarias. Lo importante es que sean viables económica y financieramente.
Entendimos que Ecopetrol ya dio vía libre a la propuesta del GEB. La clave es quién cierre el proyecto más rápido y pueda poner gas en el mercado.
Sirius ayudará a cerrar la brecha de necesidades pero hacia 2030. Sin embargo, la producción actual —unos 800 millones de pies cúbicos diarios provenientes de los campos en operación— podría caer a cerca de 400 millones, o incluso menos, para ese año. Aunque Sirius podría mitigar parcialmente esa declinación, los yacimientos seguirían disminuyendo. Esto significa que el país continuará necesitando nuevas fuentes de gas para atender el crecimiento de la demanda, que hoy asciende a 1.000 millones de pies cúbicos diarios”.
¿Cómo está la relación del sector con el Gobierno Petro?
¿Qué le pide Campetrol al próximo gobierno?
Finalmente, ¿cuáles son esos frentes estratégicos que proponen para asegurar la energía que demandará Colombia en su camino hacia el 2040?
“Son cuatro. Elevar el factor de recobro —que hoy promedia 15,3%, muy por debajo del estándar internacional del 35%—; dinamizar la exploración; agilizar los desarrollos frenados por barreras regulatorias o técnicas, y acelerar las apuestas de mayor escala, como el offshore, cuyo potencial de 7,4 teras de gas cuadriplica las reservas actuales, y los yacimientos no convencionales, que podrían multiplicar hasta por 70 la disponibilidad de gas”.
Regístrate al newsletter