Comentarios al informe del Ministerio de Minas y Energía del 13 de diciembre de 2022

Por: Alberto Moncada ^[1]

“Con más pozos exploratorios y la firma de nuevos contratos de exploración se podrían cumplir los deseos del Ministerio de Minas y Energía manifiestos en “El Informe” de diciembre 2022.

“El Informe” del MME titulado “BALANCE DE CONTRATOS DE HIDROCARBUROS Y RECURSOS DISPONIBLES PARA LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA JUSTA” de diciembre 13 de 2022, desató una gran controversia porque daba a entender que el país tenía suficientes RESERVAS de petróleo y gas que le aseguraban la autosuficiencia en materia de hidrocarburos y, por consiguiente, los recursos necesarios para llevar a cabo una “transición energética justa” y sostenible, sin la firma de nuevos contratos de exploración petrolera.

En el análisis técnico y académico de “El Informe”, en el capítulo 2 se presentan las condiciones contractuales para la exploración y explotación de hidrocarburos del Contrato de Asociación diseñado por ECOPETROL desde su designación como administrador de los recursos de hidrocarburos del país según el Decreto 2310 de 1974. Igualmente, se señalan los términos del nuevo Contrato de Concesión diseñado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) a partir de su designación como nuevo administrador del recurso según lo establecido en la Ley 756 del 2002.

En el Capítulo 3, se presenta una relación de los contratos de exploración y explotación vigentes al mes de noviembre del 2022, con un total de 381 contratos, de los cuales 331 fueron firmados por la AHN y 49 firmados y administrados por ECOPETROL; el contrato faltante es uno de la antigua concesión que aún se encuentra vigente. Cabe precisar que de estos contratos hay 35 suspendidos, 18 de ellos por “conflictividad social”, 10 por “orden público” y 4 por “trámite ambiental”; adicionalmente, se tienen 63 contratos en trámites de terminación.

Vale la pena anotar que, de estos 331 contratos se encuentran en ejecución 273, de los cuales 127 cuentan con áreas para la exploración, es decir que, si cada uno de estos contratos tiene la obligación de perforar dos pozos exploratorios y asumiendo seis años para la etapa exploratoria, se perforarían 254 pozos en los próximos seis años, para un total 42 pozos por año. Sin embargo, teniendo en cuenta la baja prospectividad o éxito exploratorio del país mostrado en los últimos años, este bajo número de pozos y con la decisión del gobierno de no firmar nuevos contratos de exploración, la seguridad energética del país se vería seriamente comprometida.

El principal desacierto de “El Informe” se configura en este mismo capítulo, punto 3.2.2, donde se incorporan volúmenes de hidrocarburos como reservas de los posibles hallazgos en las operaciones de los contratos en ejecución al establecer que:^[2]

“3.2.2. Incorporación de volúmenes por contratos en ejecución 

De desarrollarse con éxito las etapas contractuales, los proyectos en ejecución, tanto en etapas de exploración como de producción, tienen la probabilidad de aportar: 

Para petróleo: 

• Hasta 2033 MBLS en reservas probadas, que son las reservas probadas para petróleo en el 2021. 
• Alrededor del 33% de las reservas probadas de petróleo actuales, adicionadas por los recursos pros- pectivos. 

Para gas natural 

• Hasta 3028 GPC en reservas probadas, que son el 95% de las reservas probadas para gas en el 2021. 
• Alrededor del 83% de las reservas probadas de gas actuales, adicionadas por los recursos contin- gentes. 

Es de mencionar que las reservas probadas tienen un componente de incertidumbre para su comercialización y los recursos tienen mayor riesgo e incertidumbre para que entren a desarrollarse como probables comerciales.”

Para hacer claridad sobre el desacierto en esta parte de “El Informe”, debemos tener en cuenta que:

1. Los recursos de hidrocarburos en los yacimientos pueden se clasificados como reservas solamente si cumplen con las condiciones de haber sido descubiertos, que se puedan recuperar, ser comercialmente explotables y ser volúmenes remanentes; condiciones que están en la definición de reservas incluida en el GLOSARIO de “El Informe”.
2. En el punto 3.2.2 de “El Informe” se menciona “que las reservas probadas tienen un componente de incertidumbre”; por lo tanto, es claro que si existe riesgo o incertidumbre en su volumen, desarrollo y comercialidad no se pueden denominar reservas.^[3]
3. La adición de los recursos contingentes y prospectivos para estimar un panorama de posibles volúmenes producibles en el futuro es una práctica común en la industria petrolera y se realiza para recomendar planes de exploración y desarrollo que conduzcan al aumento de las reservas y a la producción de dichos recursos.
4. Los recursos contingentes provienen de acumulaciones conocidas pero que aún no están bien definidas en cuanto a su volumen, su factibilidad de ser producibles y económicamente explotables. Ejemplo de este tipo de recursos fueron los descubrimientos de crudo pesado en Puerto Gaitán (Meta) en los años 70´s que, por ser un crudo pesado, la falta de infraestructura de transporte y con precios internacionales del petróleo bajos, se consideró que su explotación no era económica. Sólo cuando el precio del petróleo subió por arriba de los $100 dólares/barril, su explotación fue económica y así se transformaron en reservas probadas. Otros ejemplos de este tipo de recursos son el gas y petróleo de las Lutitas que requieren de la técnica del fracturamiento hidráulico, que como es del conocimiento público, no ha sido posible adelantar este tipo de proyectos. Así mismo, el desarrollo y la explotación de los descubrimientos de gas natural en el Mar Caribe colombiano requieren la perforación adicional de pozos de extensión para establecer los volúmenes reales de gas en los yacimientos, la instalación de las facilidades de producción, la construcción del gasoducto submarino, y lo más importante, determinar las posibilidades de un aumento en la demanda ya sea local o para la exportación y así, poder determinar su viabilidad económica.
5. Los recursos prospectivos son de acumulaciones no descubiertas y se estiman por medios estadísticos. El conocimiento de las cuencas sedimentarias, la presencia de una roca fuente o roca madre, la existencia de campos petroleros en dichas cuencas y formaciones con acumulación de hidrocarburos, pueden tener la posibilidad de descubrimientos y desarrollo que aumenten los volúmenes de hidrocarburos producibles. Al respecto, existen al menos ocho estudios sobre el potencial de recursos de petróleo y gas en las cuencas sedimentarias del país, uno de ellos, lo desarrolló la Universidad Industrial de Santander (UIS) para la ANH en abril del 2009, determinando un potencial total de recursos de 99,68 billones de barriles de petróleo (BBL) en el escenario promedio del 50% y en yacimientos convencionales.^[4] Así mismo, un proyecto exploratorio recomendado por el Departamento de Geología de una empresa petrolera pertenece a este tipo de recursos.

La polémica sobre “El Informe” al convertir en reservas probadas unos volúmenes estimados de recursos contingentes y prospectivos como se indica en las Figuras 6, 7 y 8, inducen al lector a interpretar que el país tiene suficientes reservas para mantener una autosuficiencia, sin la firma de nuevos contratos de exploración.

En la Figura 6 de “El Informe” y que se denomina: “Probable incorporación de recursos y reservas en relación con las reservas probadas para el 2021” (resaltado fuera de texto), se incorporan como “reservas probadas” de petróleo las dos primeras columnas que totalizan los 2.033 MBL (MBL = Millones de Barriles).^[5]

Esta probable adición de reservas 1P como se indica en la Figura 6 más las reservas, estas si probadas, al 31 de diciembre de 2021 de 2.039 MBL totalizan 4.072 MBL que dividido por la producción del año 2021 de 269 MBL resultarían en R/P de 15,1 años que llevaría la autosuficiencia hasta el año 2036.

Sobre la incorporación de reservas de gas natural, en la Figura 7 se les incorporan a las reservas probadas al 31 de diciembre del 2021 un volumen adicional de 3.028 GPC (Giga Pies Cúbicos) para un total de 6.192 GPC con una relación R/P de 15,7 que nos lleva hasta el 2037.^[6]

FIGURAS 6 Y 7 PÁGINA 16 DE “EL INFORME”

El ejercicio que hizo el Ministerio en “El Informe” al adicionar los recursos contingentes y prospectivos permite diseñar el plan que nos conduzca a transformar estos recursos en reservas y así mantener la autosuficiencia hasta los años estimados. Como se indicó antes, al tener en cuenta el éxito exploratorio de los últimos años, definitivamente se necesita de la firma de nuevos contratos y la perforación de un número mayor de pozos exploratorios A-3 para lograr dicho objetivo.

Se recomienda que la ANH lleve a cabo el estudio de prospectividad o éxito exploratorio de las cuencas sedimentarias del país con la información de los descubrimientos realizados, cuantificando los volúmenes descubiertos, y con base en él, se determine el número de pozos exploratorios y nuevos contratos que se requieren para que las expectativas de las Figuras 6 y 7 se logren.

En el Capítulo 4, se discute el aumento de los volúmenes de hidrocarburos que se pueden obtener al aplicar métodos de recuperación secundaria o terciaria y así aumentar el factor de recobro de estos yacimientos, indicando que se deben gestionar incentivos para llevar a cabo estos proyectos.

Efectivamente, el factor de recobro de todos los yacimientos descubiertos en el país no pasa del 20% y un aumento del 5% incorporaría un volumen estimado de más de 2.000 millones de barriles de petróleo y alrededor de 763 giga pies cúbicos de gas a las reservas existentes. En el periodo 2018 a 2022 los proyectos de recobro mejorado aportaron un volumen de 427 MBL y 163 GPC como reservas, mientras que las nuevas reservas o descubrimientos solamente contribuyeron con 132 MBL y 397 GPC en el mismo periodo.^[7]

Se debe tener en cuenta que los proyectos de recobro mejorado requieren de tiempo y cuantiosas inversiones para la perforación de pozos, proyectos piloto de inyección de agua, gas o vapor y equipos de producción entre otros, para lo cual es necesario garantizar estabilidad jurídica, ambiental y social a los inversionistas.

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^[1] Alberto Moncada: Ingeniero de Petróleos UIS 1970. Especialista en Derecho Minero Energético Universidad Externado de Colombia 2000 y Docente en la misma Universidad desde 2002.

^[2] Transcripción del punto 3.2.2, páginas 15 y 16 de “El Informe”

^[3] Acuerdo 11 del 16 septiembre del 2008 de la ANH que adopta la metodología del documento del Sistema de Administración de Recursos Petroleros. PRMS (“Petroleum Reservoir Managemente System”).

^[4] “INFORME EJECUTIVO – EVALUACIÓN DEL POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE LA CUENCAS COLOMBIANAS”. Grupo de Investigación en Geología de Hidrocarburos y Carbones. Universidad Industrial de Santander. Abril, 2009.

^[5] Figura 6, Página 18 de “El Informe” se suman 133 MBL en la etapa de exploración + 1900 MBL en la etapa de producción como 1P es decir reservas probadas.

^[6] Figura 6, Página 18 de “El Informe” se suman los volúmenes de las dos primeras columnas que denominan Gas 1P o sean probadas (¿?)

^[7] Fuente: Informes de Reservas de la ANH.