Situación del autoabastecimiento de hidrocarburos en Colombia

Por: Alberto Moncada^[1] – Mayo 2022

El Ministerio de Minas y Energía publicó en días pasados las reservas de hidrocarburos del país al 31 de diciembre de 2021 mostrando un incremento, tanto en petróleo y gas natural, en comparación con los volúmenes reportados al 31 de diciembre de 2020 y que ameritan un análisis para no caer en falsas expectativas, especialmente en lo relacionado con el gas natural.

1. Reservas de Petróleo

Las reservas de petróleo pasaron de 1.816 millones de barriles (MB) en 2020 a 2.039 MB en el 2021, un incremento neto de 223 MB o 12,3% más. Si a este volumen le adicionamos la producción del año 2021 que fue 269 MB, el aumento total de reservas fue de 492 MB, un aumento del 27,1%, volumen representado por 62 MB correspondiente a proyectos de recobro mejorado, 164 MB por factores económicos debido al aumento del precio del petróleo, 80 MB por reclasificaciones a probadas, 158 MB por revisiones técnicas y solamente 28 MB de nuevas incorporaciones o descubrimientos.^[2]

Las cargas de petróleo a las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja en el año 2021 totalizaron 363 mil barriles por día (KBPD) y si tenemos en cuenta que la producción promedio de petróleo fue de 736,4 KBPD, quedó un excedente de 373,4 KBPD para la exportación. Las proyecciones de carga a las refinerías hasta el año 2030, según la UPME, serán de 363 KBPD para el 2022 y de ahí en delante de 419 KBPD.

Sobre la relación R/P, volumen de reservas divido por la producción del año, el resultado es de 7,6 años, un aumento de 1,3 años comparado con el 2020 que fue de 6,3 años. Este cálculo del R/P no tiene en cuenta la declinación de la producción de los yacimientos por lo cual no es un parámetro para determinar la capacidad de los campos petroleros para estimar hasta cuando el país será autosuficiente.

La Figura 1 muestra la variación de las reservas de petróleo crudo y el factor R/P desde el 2010.

La Figura 2 muestra el volumen de crudo necesario para cargar las refinerías hasta el 2030 y la proyección de la producción de las reservas actuales con una declinación de los campos productores del 8% por año a partir del 2022. Los datos para los años 2020 y 2021 son los reales.

Si a partir de este año se suspende la exploración y se obstaculiza las inversiones en proyectos de recobro mejorado, como se viene anunciando, las reservas actuales mantendrían la autosuficiencia petrolera hasta el año 2028 y el volumen disponible para exportación, que para el 2021 fue de 373 KBPD, será cada año menor, afectando la balanza de pagos, los ingresos fiscales, los dividendos de Ecopetrol, así como los ingresos a las entidades territoriales por la disminución en las regalías. 

2. Reservas de Gas Natural

Las reservas de gas natural también aumentaron al pasar de 2.940 giga^[3] pies cúbicos GPC en el 2020 a 3.164 GPC en el 2021 con un incremento neto de 224 GPC o 6,6%. Si se le adiciona la producción reportada por la ANH del año 2021 de 395 GPC, el total del aumento de las reservas fue de 619 GPC equivalente a un aumento del 21%, y como en el caso del petróleo, este incremento se dio principalmente por los mismos factores: 62 GPC correspondiente a proyectos de recobro mejorado, 55 GPC por factores económicos debido al aumento del precio de los hidrocarburos, 211 GPC por reclasificaciones a probadas, 202 GPC por revisiones técnicas y solamente 80 GPC de nuevas incorporaciones o descubrimientos. A pesar de lo anterior se nota que desde el 2012 las reservas de gas vienen declinando constantemente.

Sobre la relación R/P que aumenta de 7,7 a 8.0 años y al igual que en el petróleo, se debe tomar con prudencia este dato ya que se asume que en los siguientes años la producción de gas tendrá el mismo nivel que en el año 2021, consideración que no tiene en cuenta la declinación natural que experimentan los pozos productores.

La oferta de gas natural es estimada en Colombia por el Gestor del Mercado de Gas Natural (BMC)^[4] con la información que los productores le reportan al Ministerio de Minas y Energía anualmente con una proyección a diez años y que para la década 2021 a 2030 fueron publicados mediante la Resolución MME 00014 del 31 de mayo del 2021. Este pronóstico de producción de gas tiene en cuenta la declinación propia de los yacimientos de gas hasta su límite económico y la sumatoria de la producción de todos los campos de gas debe coincidir con el volumen de reservas informadas por cada productor.

Por otra parte, la proyección de la demanda de gas natural en el país es responsabilidad de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) quien presentó a finales del 2021 el informe “Proyección Demanda Energía Eléctrica y Gas Natural 2021-2035”. Con la información reportada en este informe, para el escenario medio, se elaboró la Figura 4.

La demanda del agregado incluye los sectores residencial, terciario, industrial, transporte, petroquímico y compresores. El petrolero; refinerías y extracción y el termoeléctrico el consumo local para la generación. Este pronóstico no considera un posible fenómeno del Niño.

Si a la Figura 4 le incluimos la curva de la oferta tendríamos el panorama del sector de gas natural en país para los próximos años, mostrando que la demanda superará la oferta a finales del 2024.

Tan pronto se conozca los nuevos estimados de la demanda de la UPME y la declaración de los productores de gas natural en este año, se actualizarán las proyecciones sin esperar mayores cambios.

CONCLUSIONES

1. Sin exploración y dificultades de inversión en proyectos de recobro mejorado, las actuales reservas del país alcanzarían para mantener la autosuficiencia en materia de petróleo hasta el 2028 y las de gas natural hasta finales del 2024.
2. Sin tener en cuenta las afectaciones económicas, en materia de autosuficiencia, tenemos un respiro de seis años en cuanto al petróleo, pero en cuanto al gas natural la situación es muy diferente ya que solo se tienen aproximadamente dos años para encontrar nuevas fuentes de suministro de gas, de lo contrario se tendría que volver a utilizar gasolina, ACPM, leña o carbón para reemplazar el gas faltante. Punto negativo para el medio ambiente y los compromisos de reducción de emisiones de efecto invernadero.
3. Para la importación de gas, y cruzando los dedos para no volver a tener otro fenómeno del Niño, se podría utilizar la planta de regasificación de Cartagena para suplir la demanda de gas natural en los otros sectores. Punto a favor.
4. La UPME declaró desierta la licitación para la instalación de la Planta de Regasificación del Pacífico.  Una nueva licitación y el proceso de construcción de la infraestructura necesaria tomará más de cinco años. Punto negativo.
5. ECOPETROL anunció en el mes de noviembre de 2021 que el pozo exploratorio LIRIA YW12 había descubierto hidrocarburos que por el volumen producido de gas y la calidad del crudo podría clasificarse como un yacimiento de gas. Puede ser un punto a favor si el yacimiento es comercialmente explotable.
6. La explotación de hidrocarburos de yacimientos de lutitas en el país tiene muchos nubarrones y la realización de los pilotos ha tenido una oposición radical ya que el tema se politizó y los avances en el conocimiento técnico y científico para la ejecución de estos proyectos no se reconocen. 

RECOMENDACIONES

1. Para mantener la autosuficiente en materia de hidrocarburos (petróleo y gas) y tener un remanente de petróleo para la exportación es necesario estimular las inversiones en exploración y en proyectos de recobro mejorado. Así mismo se debe dar luz verde a los proyectos piloto de investigación en las lutitas ya que si se logra demostrar que esta técnica es ambiental y económicamente viable, los nuevos volúmenes de petróleo crudo y especialmente de gas natural mantendría la autosuficiencia y la equidad energética en el país hasta cuando las nuevas fuentes renovables logren cubrir la demanda de energía que requiere el país. 
2. De ser necesario importar gas natural en el corto plazo se debe tener en cuenta que la oferta de gas licuado del petróleo está en la costa este de Estados Unidos, Trinidad y Tobago y eventualmente Venezuela, además en la Costa Atlántica colombiana se dispone actualmente de tres puertos para instalar Unidades Flotantes de Almacenamiento y Regasificación (FSRU), en Ballenas (Guajira), Santa Marta y Barranquilla. Estas unidades, que se pueden tomar en arriendo, tiene capacidad desde 50 MPCD y hasta 400 MPCD.^[5]
3. El descubrimiento del yacimiento de gas realizado por Ecopetrol en Agua Azul, Casanare, debe delimitarse y evaluarse lo más rápido posible y de ser comercial ponerlo en producción antes de 2024.
4. Revisar las obras de infraestructura propuesto, para mejorar el transporte de gas desde la Costa Norte y poder garantizar el suministro de gas al centro y sur del país.
5. Reformar el sistema de tarifas del transporte de gas natural para tener un precio equitativo en todas las regiones del país.
6. Estimular la producción incremental de los campos de gas natural existentes por medio de un mejor precio y facilidades para que los pequeños productores puedan ingresar al sistema general de transporte.

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^[1] Alberto Moncada F: Ingeniero de Petróleos UIS 1970- Especialista en Derecho Minero Energético U Externado 2000. Docente U Externado, Asesor y Perito Técnico.

^[2] www.valoranalitik.com Mayo 11/2022 y Ministerio de Minas y Energía

^[3]  Un Giga = 1.000.000.000 (mil millones)

^[4] BMC = Bolsa Mercantil Colombiana.

^[5] MPCD = Millones de pies cúbicos por día.