Análisis Técnico de las reservas de hidrocarburos de Colombia

Por: Alberto Moncada

“Las cifras de reservas probadas de hidrocarburos del país al 31 de diciembre de 2022, publicadas por la ANH el 24 de mayo de 2023, son preocupantes las de petróleo, pero las de gas natural son alarmantes. Ésta es la explicación de los datos, y estas son las medidas que se deben adoptar de inmediato.”

Desde los años 30 del siglo pasado, se iniciaron los esfuerzos para tratar de estandarizar las definiciones de reservas a nivel internacional y finalmente en 2007 varias asociaciones profesionales del sector publicaron el “Sistema Gerencial para el Manejo de los Recursos Petroleros” (Petroleum Resources Management System – PRMS”), sistema que fue adoptada en Colombia mediante el Acuerdo #11 de la ANH del 16 de septiembre del 2008. En el 2018, mediante la Resolución 77, la ANH actualizó “la metodología de valorización de los recursos y reservas de hidrocarburos del país, en desarrollo del Acuerdo 11 del 2008” y que se aplica hasta la fecha.

Cumpliendo con la anterior regulación, la ANH consolidó los datos de los Informes de Recursos y Reservas (IRR) de 474 campos presentados por los operadores con corte al 31 de diciembre de 2022 y el 24 de mayo del 2023 publicó el “Informe de Reservas y Recursos Contingentes de Hidrocarburos”. Como era de esperarse, las reservas probadas de petróleo mantuvieron el mismo nivel del año anterior, mientras las de gas natural presentaron una disminución del 11%, confirmando que el informe presentado por el MME en diciembre de 2022 presentaba errores técnicos de cálculo.

La importancia de los recursos del sector petrolero en la economía del país y las regiones es bien conocida por todos. Así mismo,  nadie se opone a una transición energética tranquila y sostenible desde los combustibles fósiles a fuentes más limpias. Los recursos que se obtengan de la explotación de carbón, petróleo y gas siempre serán y bienvenidos por el gobierno nacional y las regiones. 

La ANH utiliza la relación R/P, volumen de reservas al final de cada año dividido por el volumen de producción total del mismo año, el resultado es el número de años que dichas reservas durarían con la producción del año en consideración. Este cálculo es impreciso ya que no tiene en consideración la declinación propia de los campos productores, es decir que las mismas reservas se van a producir no en los años que establece la relación R/P sino en un tiempo más largo, pero a menores volúmenes por año, lo cual resulta en un menor tiempo de autoabastecimiento.

Reservas de petróleo

Las reservas probadas de petróleo reportadas a diciembre del 2022 fueron de 2.074 millones de barriles (MB) y la producción del año 2022 fue de 275 MB, lo cual nos da un R/P de 7,5 años.

Es importante destacar que el informe establece que las nuevas incorporaciones de reservas probadas o descubrimientos en el año 2022 fue de solo 6 MB, mientras que las revisiones por factores económicos, reclasificaciones y revisiones técnicas suman 260 MB y por proyectos de recuperación secundaria o aumento del factor de recobro se adicionaron 44 MB como reservas probadas.

La Tabla 1, muestra la variación de las reservas probadas de petróleo y el número de pozos exploratorios perforados en los últimos diez años.

TABLA 1. VARIACIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS Y NÚMERO DE POZOS A-3 PERFORADOS

Fuente: ANH – Elaboración propia

Durante este período, el aumento de reservas probadas por nuevos descubrimientos ha sido solo de 488 MB con la perforación de 520 pozos exploratorios, un promedio inferior al millón de barriles por pozo. Sin embargo, si le agregamos a las reservas por revisiones, el total sería de 2.427 MB y el promedio por pozo sería de 4,7 MB. 

Para determinar hasta cuando seremos autosuficientes en materia de petróleo debemos decidir que queremos. Primero debemos tener el volumen de petróleo que requieren las dos refinerías, que según Ecopetrol son 419 mil barriles por día (KBPD). Segundo, qué excedente de exportación requiere el país para mantener los recursos fiscales que han venido recibiendo por la explotación de hidrocarburos y las utilidades reportadas por Ecopetrol por la exportación de crudo y así poder disponer de los recursos para cubrir los costos de la “transición energética justa”. En el año 2022 el excedente de exportación fue de 396,8 KBPD o 144,8 millones de barriles en el año. La carga a las refinerías fue de 357,5 KBPD.

Si se asume que la carga promedio a las refinerías será de 400 KBPD y es deseable mantener un excedente de exportación de 350 KBPD para no debilitar los ingresos estatales y las utilidades de Ecopetrol, la producción total de petróleo debería ser de 750 KBPD hasta el año 2030, lo cual requiere que en los próximos 8 años (2023-2030) se adiciones 650 MB de nuevas reservas probadas. Ver Figura 1.

FIGURA 1. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO.

Fuente: ECP-ANH. Elaboración propia

Ahora bien, si no es posible adicionar nuevas reservas de petróleo por la no firma de nuevos contratos de exploración y la perforación de nuevos pozos exploratorios siguen siendo afectados por los conflictos sociales, trabas ambientales y problemas de seguridad física, las reservas existentes nos darán una autosuficiencia para cargar las refinerías hasta el año 2029, con la pérdida progresiva año tras año, del excedente para la exportación como se indica en la Figura 2.

FIGURA 2. Producción petróleo vs carga refinerías

Fuente ANH-ECP. Elaboración propia

Reservas de Gas

El informe de la ANH reporta para finales del 2022 unas reservas probadas de gas de 2.817 gigas pies cúbicos (GPC)^[1] y la producción comercial del año fue de 392 GPC resultando en un R/P de 7,2 años y al igual que en caso del 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 2022, 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)^[2] 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 2024 a 2032 fueron publicados mediante la Resolución MME 00478 del 30 mayo 2023. 

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 3.

FIGURA 3: DEMANDA VS OFERTA DE GN.

Fuente; UPME-BMC. Elaboración Propia

De la Figura 3 se observa con preocupación que la oferta de gas natural solo cubre la demanda hasta el año 2026. El total de la demanda no incluye los efectos que puedan generar el Fenómeno del Niño por lo tanto se avecina un nuevo racionamiento eléctrico.

Se han hecho anuncios de descubrimientos de gas natural en el Mar Caribe colombiano, (Orca, Gorgón, Uchuva entre otros), recursos estos que se consideran contingentes ya que es necesario delimitar el tamaño de los yacimientos para determinar su potencial, diseñar las instalaciones de producción y el gasoducto submarino para así determinar su viabilidad económica. Este proceso toma de cinco a siete años.

Conclusiones / Recomendaciones:

1. Sin tener en cuenta las afectaciones económicas por la disminución del excedente de exportación, en materia de autosuficiencia de petróleo, tenemos un respiro de seis años, pero en cuanto al gas natural la situación es muy diferente ya que solo se tienen aproximadamente dos años para incorporar 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, como sucedió recientemente en el sur del país. Punto negativo para el medio ambiente y los compromisos de reducción de emisiones de efecto invernadero.
2. Para que el desarrollo de los descubrimientos costa afuera se transformen en reservas deben ser económicamente explotables, lo cual requiere que la demanda se aumente por encima de los volúmenes pronosticados por la UPME, ya sea en la generación de electricidad para “la transición energética justa” en el transporte, en la industria o por la ocurrencia persistente del Fenómeno del Niño.
3. Para la importación de gas, y cruzando los dedos para que el Fenómeno del Niño no sea tan prolongado, 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 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. No queremos acudir a la ciencia por terquedad. Punto negativo.
5. 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 técnica y científicamente 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. 
6. 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, Barranquilla y la ampliación de la planta en Cartagena. Estas unidades, que se pueden tomar en arriendo, tienen capacidad desde 50 MPCD y hasta 400 MPCD.
7. 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.
8. Reformar el sistema de tarifas del transporte de gas natural para tener un precio equitativo en todas las regiones del país.
9. Desarrollar los campos descubiertos en tierra y 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] Un Giga = 1.000.000.000 (mil millones)

^[2] BMC = Bolsa Mercantil Colombiana.