A medida que el petróleo se encamina a estabilizar el precio en un buen nivel, los países de Latinoamérica se visten de gala para atraer el interés de los inversionistas. Colombia debe rivalizar con naciones que no necesitan mucho esfuerzo para ser competitivas por sus reservas. México, Brasil, Argentina y Perú encabezan ese listado.
La ANH, (Agencia Nacional de Hidrocarburos) contempla ofertar un poco más de 50 áreas petroleras en este año y tiene un as bajo la manga: ajustes en materia contractual y fiscal que harán del contrato petrolero uno de los más competitivos de la región.
El director de la ANH, Orlando Velandia, quien acaba de regresar de una gira por Estados Unidos (Houston) y Australia, en donde constató que grandes multinacionales han mostrado interés por saber qué está pasando en el off shore colombiano, dijo que “Estamos muy a la par de Brasil y México, que son nuestros directos competidores”.
La estadounidense Anadarko junto a Ecopetrol han realizado descubrimientos en el mar Caribe colombiano, que han generado interés de estas compañías por conocer la realidad de la nueva provincia gasífera del país.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos señala en su portafolio petrolero el 15 de abril para asignar unas 15 áreas en la cuenca Sinú-San Jacinto, localizada en el noroeste de Colombia y donde fueron habilitadas seis empresas: Parex y Gran Tierra, de Canadá; Talisman Energy, de España; Nexen, filial de China National Offshore Oil Corporation (Cnooc); Noble Energy, de Estados Unidos, y Hocol, filial de Ecopetrol.
Señaló Velandia que “Una vez termine este proceso de Sinú-San Jacinto, vamos a sacar el reglamento del proceso competitivo permanente”.
El CEO de Canacol Energy, Charle Gamba, sostiene que esta cuenca tiene mucho potencial de gas y crudo. La petrolera espera perforar 150 pozos en los próximos 10 años: en este momento, la empresa produce 130 millones de pies cúbicos de gas y proyecta terminar 2018 con 230 millones.
La ANH realizó ajustes a la minuta contractual, para conseguir atraer el capital de inversión necesario, lo que permitirá que nueve contratos de Evaluación Técnica (TEA) que están en el mar Caribe pasen a ser de exploración y producción (E&P). Estos contratos de off shore contemplan cinco años de gracia para que la petrolera efectúe el montaje que requiere.
El presidente de la ANH explicó que “No podemos colocar los mismos tiempos de un país que cuenta con la infraestructura de transporte”, Son nueve años para la fase de exploración, cinco más para que desarrolle la de infraestructura de transporte y 30 de producción.
Explicó Velandia que las cartas de crédito que garantizan la inversión también serán revisadas. “Estamos buscando otras cartas que nos garanticen que la inversión queda respaldada, pero no con dinero en los bancos”. Este es el nuevo mecanismo a través del cual se van a seguir asignando las áreas en Colombia. Eso significa que la agencia estatal ANH ofertará áreas disponibles. Antes de terminar el primer semestre de este año, por lo menos 20 áreas, tanto continentales, como en off shore, serán ofertadas con esa nueva modalidad.
La ANH espera ofrecer para el segundo semestre de este año alrededor de 15 bloques petroleros adicionales, lo que indica que, por lo menos en 2018, se estarán ofreciendo cerca de 50 bloques.
Los primeros 20 bloques se ubican en Llanos, Magdalena Medio y en off shore. Aunque es prematuro hablar de reservas en estos bloques, la intención del gobierno colombiano es colocar el país de nuevo en la órbita de las grandes empresas petroleras del mundo.
Velandia dijo “Vamos a sacar áreas de campos descubiertos no desarrollados, que hoy están en poder de la ANH y campos con muy buenos prospectos”. Se necesita recuperar el tiempo perdido, sobre todo del período de recesión de bajos precios, cuando el país se apartó de ofertar áreas. Con esta actividad se espera seguir garantizando la autosuficiencia petrolera.
“Vamos a escoger las áreas más promisorias desde el punto geológico, para ofertarlas y tener una incorporación más ágil de reservas”, señaló el funcionario, quien calcula que las 20 áreas adicionales tienen que demandar inversiones por el orden de los US$450 millones. A esto se le suman las de San Jacinto-Sinú, que deben ser del orden de US$300 millones, que es lo que el Gobierno espera alcanzar si se asignan los 15 bloques. Con la asignación prevista para el segundo semestre de 2018, se calcula que las inversiones, en la primera fase de exploración, podrían superar los US$1.000 millones.
Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol, recordó recientemente que el país tiene alrededor de 54.000 millones de barriles de aceite original in situ (estimación de la cantidad de aceite en un yacimiento); de esta cantidad, apenas se ha producido el 19 %. “Cada 1 % adicional que logremos incrementar son cerca de 550 millones de barriles y eso es más de un año de producción. La producción del país es de 320 millones de barriles anuales”, dijo Bayón.
Bayón reafirmó que Ecopetrol insistirá en la compra de reservas. “Es un ejercicio que estamos haciendo y 2018 tiene que ser un año en el que empecemos a volver parte de nuestra práctica habitual, como grupo empresarial, la compra de reservas, al igual que lo hacen otras compañías en el mundo”, que contempla reservas probadas o aquellas potenciales, dice Bayón.
Las reservas de Ecopetrol de 2017 son de 571 millones de barriles equivalentes (una unidad de energía), que alcanzan para 12,5 años, dijo el presidente de Ecopetrol. Cada año se reemplazan las reservas y se empuja hacia atrás el fantasma del desabastecimiento petrolero.
Orlando Velandia estima que con el stock actual del país, que no ha sido auditado, se podría aumentar en un par de años (actualmente 5,5 años) el horizonte de autosuficiencia petrolera.
