El fantasma de la importación

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A Colombia la invade hace varios años la preocupación por la caída de sus reservas de hidrocarburos y la inminencia de tener que importarlos por tornarse insuficientes para cargar sus refinerías y satisfacer la demanda doméstica de combustibles. La preocupación es tanto mayor en la medida que la exportación de crudo sigue siendo el primer renglón de exportación, la principal fuente generadora de divisas y de ingresos públicos. De hecho, el año 2018 cerró con un déficit fiscal del 3,1% y un déficit de la cuenta corriente de la Balanza de pagos del 3,8%, situación esta que se agravaría si se pierde la autosuficiencia.

Ciertamente las reservas probadas de crudo que venían en caída libre desde 2011, la misma tocó fondo en 2016 situándose en los 1.665 millones de barriles, justo cuando el desplome de los precios, desde junio de 2014, fue mayor. En 2017 se incrementaron 7% las reservas de crudo con respecto a 2016, ubicándose en 1.782 millones de barriles, pasando el coficiente de reservas/producción de 5,1 a 5,7. En 2018, una vez más, las reservas de crudo se incrementaron 9,9%, por cada barril extraido de las reservas se repusieron 1,56, alcanzando los 1.958 millones de barriles y un coeficiente de reservas/producción de 6,2. Y ello, no obstante que en 2018 se incremento 1,3% la producción, pasando de 312 millones a 316 millones de barriles de crudo.

Huelga decir que si se incrementa la producción y esta se ha venido incrementado, al pasar de una producción promedio de 865.000 barriles/día en 2018 a la actual que ronda los 900.000 barriles, la declinación de las reservas es mayor y en consecuencia se reduce el número de años de autosuficiencia. Así como el año 2013, con 2.445 millones de barriles, fué el punto de inflexión a la baja, esta se revirtió a partir de 2017 y la tendencia al alza se mantuvo en 2018.

Es de anotar que parte del incremento de los 492 millones en las reservas reportadas por la ANH para 2018 responden al repunte de los precios internacionales, permitiendo la reactivación de campos que habían sido abandonados por la caida de los precios y 450 millones a la revaluación de reservas por recobro mejorado. Es decir, que los nuevos descubrimientos, los nuevos hallazgos han sido nulos a la hora de incorporar nuevas reservas, de allí la importancia de reactivar la actividad exploratoria.

En cuanto al gas natural, desde 2012, cuando sus reservas probadas alcanzaron los 5,72 terapies cúbicos, las mismas han venido declinando de manera sostenida hasta situarse en los 3,78 terapies cúbicos en 2018, cuando cayeron 2,9% con respecto al año anterior. El declive mayor de las reservas se viene dando en los campos de Chuchupa y Ballenas en La Guajira, que por muchos años fueron la principal fuente de aprovisionamiento de gas en el país. Y no es para menos, ya que por cada pie cúbico extraido de las reservas en el curso de 2018 sólo se repuso 0,7. A consecuencia de esta caída en las reservas de gas natural el coeficiente de reservas/producción pasó del tranquilizador 29,6 en 2006 al preocupante 9,8 en 2018, por primera vez desde que se llevan registros por debajo de 10.

La Ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez, en la medida que caen las reservas de gas natural “dependemos de gas importado y si lo hacemos perderíamos la autosuficiencia por primera vez en 40 años. Y adicional a eso hay riesgo de que el gas se doble de precio”, lo cual vendría a afectar a más de 8 millones de hogares que usan el gas natural domiciliario, a más de 230.000 propietarios de vehículos utilitarios y a los de más de 1.000 vehículos de transporte masivo que usan el gas como combustible, amén de la industria y el comercio que están conectados a la red de distribución del mismo.

Y la única manera de espantar el fantasma de la pérdida de la autosuficiencia y la importación tanto de petróleo para cargar las dos refinerías con las que cuenta el país como en gas natural para abastecer el consumo doméstico, es incorporándole más barriles a las diezmadas reservas de petróleo y más pies cúbicos a las reservas de gas natural. Y ello sólo es posible si seguimos mejorando la tasa de recobro en los campos petroleros, como se viene haciendo con éxito, superando el 19% en promedio actual y/o mediante nuevos hallazgos.

Claro que todavía se puede hacer un esfuerzo adicional en la mejora del recobro, habida cuenta que 88% de los campos en Colombia se encuentran produciendo en etapa primaria, 11% en secundaria y 1% en terciaria y, además, otros países han logrado elevar el recobro hasta el 35%. Y por cada punto adicional de recobro mejorado se le pueden añadir a nuestras precarias reservas de crudo 50 millones de barriles. Pero ello, si bien es necesario, no es suficiente para garantizar el autoabastecimiento.

Como es bien sabido los mayores prospectos de petróleo están en los yacimientos no convencionales y en gas natural están en off shore, los cuales requieren de la utilización de tecnologías apropiadas, en el primer caso la estimulación hidráulica, más conocida como fracking y en el segundo la exploración y explotación en aguas profundas y metaprofundas costa afuera. De hecho, en estas, según la Administración de Información de Energía de EE.UU., hay un potencial de gas natural de 54,7 terapies cúbicos, equivalente a más de 14 veces las reservas probadas remanentes.

A dicho potencial se viene a añadir el que ofrecen las áreas carboníferas, especialmente en el Caribe colombiano, en donde el gas asociado a los mantos de carbón (CBM), que se calcula en 7 terapies cúbicos, el doble de las reservas probadas de gas natural.

En cuanto al petróleo, se estima por parte de Ecopetrol que las reservas en yacimientos no convencionales oscilan entre los 2.400 y los 7.400 millones de barriles, que podrían alargar la autosuficiencia petrolera del país hasta los 10 o 15 años.

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