Gobierno dice que el gas natural alcanza hasta 2037

Los recientes descubrimientos en el mar Caribe, así como los continentales, asegurarían la autosuficiencia energética a mediano y largo plazo.

Los contratos vigentes tienen la capacidad de seguir incorporando recursos y reservas al país, tanto de gas como de petróleo. FOTO Cortesía.

Para el gobierno del presidente Gustavo Petro, el país no necesita firmar nuevos contratos de exploración petrolera, ya que los que hay vigentes son suficientes para mantener el autoabastecimiento, más en gas natural, y con excedentes.

Incluso, sin sellar nuevos convenios, los remanentes irían para más allá del 2037.

Así lo anunció el Ministerio de Minas y Energía al presentar el balance de contratos de hidrocarburos y recursos disponibles, informe elaborado con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), y que recoge los principales hallazgos del análisis de los convenios de exploración y producción vigentes, con el propósito de incorporar remanentes a partir de los recursos actuales que tiene el país.

“Es importante que el gobierno celebre el posible aumento de las reservas, porque esto debe conducir a que se comprenda la importancia de seguir con la exploración”, explicó Inés Elvira Vesga, analista y social de Holland & Kintgh.

Y es que, las cuentas del Ministerio toman como base los 118 contratos en ejecución con seguimiento por la ANH, de los cuales 110 tienen fecha de finalización en su etapa de exploración a partir del 2022 al 2032.

De acuerdo al reporte de la cartera minero energética, hay potencial en cuanto a prospectividad de gas natural en las cuencas offshore (Colombia, La Guajira y Sinú Offshore), así como el Valle Inferior del Magdalena, en el norte del país, que son los que más podrían aportar al recurso gasífero.

Además, el informe resalta que bajo un escenario alto, teniendo en cuenta un factor de incertidumbre para cada uno de los volúmenes relacionados en los contratos vigentes, se estima que, para el caso de los recursos contingentes (potencialmente recobrables), pueden llegarse a incorporar a la oferta nacional hasta el 50% de esos volúmenes.

Por otro lado, bajo el mismo escenario alto, se asume una probabilidad de éxito de incorporación para los recursos prospectivos (se estiman recobrables) de un 25%.

“El modelo asume, entonces, que los actuales recursos contingentes se pueden incorporar a la producción desde el año 2026 (Sinú 9). Y los recursos contingentes de los hallazgos offshore Uchuva y Cluster Cronos Gorgon se adicionarán a partir de la producción del año 2027”, señala el informe.

Y a renglón seguido subraya que es “posible inferir que los recursos contingentes, tanto del bloque Sinú 9 como de los hallazgos offshore, pueden abastecer la demanda nacional e, incluso, producir un excedente en su producción hasta el año 2037. Si tenemos en cuenta los recursos prospectivos este suministro se puede extender hasta el año 2042”.

El balance del Ministerio de Minas y Energía, recalcó que, de los 35 contratos suspendidos en el país, 32 tienen áreas con compromisos exploratorios para la búsqueda de nuevos recursos de hidrocarburos, y que están buscando fórmulas para destrabarlos.

Más recobro mejorado

El informe destacó además que el factor de recobro mejorado para el país es en promedio 21,7%, mientras que el promedio internacional es de aproximadamente 35%; lo que quiere decir que el Gobierno está evaluando los incentivos adecuados para estimular una mejora en la producción a partir de la aplicación de esta técnica.

“Se está trabajando en nuevos esfuerzos para incrementar dicho factor de recobro, por medio de investigaciones con entidades como: Colciencias, ANH, empresas privadas e instituciones, con el ánimo de llegar a tener los factores de recobro esperados del 35%”, subraya el reporte.

Con la técnica, el Ministerio busca la incorporación en el largo plazo de hasta 12.900 millones de barriles adicionales a los 10.600 millones existentes para el caso del petróleo o lo que corresponde a lograr incorporar hasta seis veces las reservas probadas actuales de crudo.

Para Nicolás Arboleda, líder del área de energía de Baker McKenzie, las reservas que se deben tomar en cuenta son las probadas. Dependiendo de las condiciones del yacimientos y de los costos de operación para su extracción, así como del precio del crudo, se analizaría su comercialidad”.

De acuerdo al reporte, el país cuenta con un volumen de petróleo original en sitio de 67.400 millones de barriles, con los métodos actualmente utilizados para gestionar la energía natural de los yacimientos, así como los usados para mantener las presiones con los métodos de recobro mejorado; y el factor de recobro real histórico es del 15,8%, que corresponde a un volumen de 10.600 millones de barriles.

Sin embargo, se espera que para el país este factor de recobro sea estimado en un 20,2%, teniendo en cuenta una eficiente gestión de los yacimientos en producción, lo que corresponde a haber producido un total de 13.600 millones de barriles.

“De lograrse incorporar ese 4,4% de diferencia entre al factor de recobro estimado y real, se puede lograr la recuperación, en un largo plazo, de 2.900 millones de barriles, lo que corresponde al 145% de las reservas probadas”, indica el balance del Ministerio.