Freno a proyectos en costa afuera retrasará los tiempos para contar con más gas natural en Colombia: ANH

En entrevista, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Orlando Velandia, detalló las implicaciones que tendrá el freno que se les puso a dos proyectos clave (Komodo y Uchuva-2) para producir gas natural en el Mar Caribe y aumentar la autosuficiencia de Colombia.

Además, aseguró que la declinación de las reservas de gas natural, que alcanzan para 6,1 años, "no es patrimonio de este Gobierno"; no obstante, se están tomando varias medidas para garantizar el suministro de este hidrocarburo en el país.

¿Hay preocupación por el suministro de gas natural en 2025?

Estamos tomando todas las medidas, nadie tiene nada garantizado. La declinación de las reservas de gas natural no es patrimonio de este Gobierno, eso lo viene viendo el país desde hace 12 años.

Hace aproximadamente una década las reservas estaban en el mismo horizonte que están hoy en día y no se prendieron las alarmas. A uno le sorprende por qué en ese momento nadie decía nada.

Las medidas que estamos tomando en materia de gas natural nos van a garantizar el suministro y nos dan un poco más de tiempo, pero desafortunadamente durante los últimos 15 años el país ha vivido con un horizonte relativamente bajo, sobre todo en gas natural.

¿El retraso en la licencia ambiental del pozo Komodo es un riesgo para el suministro futuro de gas natural en Colombia?

Según las evaluaciones preliminares, ahí hay unos potenciales que ameritan
ser evaluados

La Anla decidió suspender todo el trámite de la licencia ambiental para el pozo Komodo a la espera de tener una mayor información. Nosotros hemos venido trabajando en cómo podemos coadyuvar en las evaluaciones y en la información técnica que necesiten las autoridades ambientales.

Komodo es un proyecto muy importante porque, según las evaluaciones preliminares, ahí hay unos potenciales que ameritan ser evaluados. El subsuelo solo se conoce en la medida en que se puedan hacer trabajos mucho más directos, como son las perforaciones.

Por la lámina de agua que tiene, Komodo pareciera ser un pozo sin precedentes, pero en el mundo se han perforado pozos con condiciones técnicas y en estructuras geológicas mucho más complicadas, este no es el caso de Komodo.

El Ministerio de Ambiente lo que ha pedido es tener un poco más de certeza antes de tomar una decisión sobre la licencia. Esperamos que en el corto tiempo se resuelva el tema y así podamos tener certeza sobre los verdaderos potenciales que puede haber en esta zona.

¿Esta situación, sumada a la de Uchuva, puede generar alertas en las empresas?

La suspensión de Uchuva-2 obedece a una decisión judicial a raíz de una tutela que presentó una comunidad que sentía que tenía derecho a una consulta previa. El Gobierno decidió explicarle al juez las implicaciones que tenía esta decisión y estamos a la espera de una decisión oficial.

Lamentamos que esto nos pueda retrasar el escenario de cuándo podríamos tener esos primeros recursos

Claro que la tardanza de estos proyectos puede afectar la expectativa que nosotros tenemos sobre esta provincia gasífera en el Mar Caribe, donde muchos pozos han comprobado los potenciales de gas natural que hay ahí. Lamentamos que esto nos pueda retrasar el escenario de cuándo podríamos tener esos primeros recursos.

Uchuva-2 es un pozo mucho más riesgoso desde el punto ambiental por sus condiciones técnicas. Esperamos que las decisiones judiciales nos ayuden a entender la dinámica y los riesgos que implica hacer la suspensión como se pedía en la decisión judicial.

Este tipo de situaciones no deja de ser inquietante para las empresas, pero hasta el momento no hay manifestaciones concretas de compañías que hayan cambiado su parecer sobre las inversiones en Colombia.

Estas circunstancias no son de ahora, quienes conocemos el desarrollo de la industria petrolera sabemos que hay estos impases, sobre todo en el otorgamiento de licencias sociales o ambientales.

¿Cómo avanza el proceso para reasignar contratos petroleros en el país?

No se trata de áreas nuevas para explorar y producir, sino de activos donde se han descubierto hidrocarburos

Recientemente se aprobó un acuerdo que le dio facultades a la ANH para hacer este proceso y en el próximo Consejo Directivo se aprobarán los términos de referencia para comenzar a ofertar esos activos productivos a las compañías interesadas.

No se trata de áreas nuevas para explorar y producir, sino de activos donde se han descubierto hidrocarburos y que por diversas razones las compañías no los están desarrollando. Ahí hay recursos que podemos llevar a superficie, haciendo más eficiente la producción.

Estamos haciendo un balance con Ecopetrol y otras compañías para tener un inventario de estos activos. Antes de un mes esperamos tener identificados los activos productivos para buscar un administrador que haga más rápida la extracción de esos recursos.

¿Cuál es el balance de Colombia en cuanto a nuevos hallazgos de petróleo y gas natural?

Nos ha ido muy bien en los dos últimos años. Tenemos una tasa de éxito por año mucho mejor que la que veníamos teniendo, pero esto implica seguir haciendo acciones conjuntas para aumentar o, por lo menos, mantener esa tasa de éxito.

Una de las premisas que tenemos es hacer mucho más eficiente la exploración y la producción de hidrocarburos y estamos consiguiendo resultados. De un promedio de 3,6 descubrimientos por año que se venían dando en los últimos seis años, en los dos últimos años el promedio es de 7,2 hallazgos por año.

Sin embargo, esto no nos deja tranquilos. Hay que seguir avanzando, hay muchas mejores formas de hacer más eficientes las operaciones.

¿Ya se hizo la evaluación de esa gran estructura de gas natural que le podría dar tranquilidad a Colombia?

Tenemos unos anuncios importantes de las compañías, pero por reglas contractuales la ANH no puede revelarlos hasta que no se hagan evaluaciones concretas que lleven a declarar una comercialidad y a saber de cuánto son las reservas.

Antes de terminar el año, y una vez se acometan algunos trabajos en esos campos, esperamos tener toda la información y darle buenas noticias a Colombia. Serían nuevos recursos en áreas continentales que están ubicadas en el norte del país.

¿Se han logrado destrabar los contratos que tenían problemas hace dos años?

La meta es normalizar entre ocho y diez contratos este año

La suspensión de contratos es una de las tareas cotidianas de la ANH porque por diversas razones las actividades se suspenden. El año pasado teníamos alrededor de 33 contratos suspendidos, de estos se lograron normalizar cinco.

Sin embargo, también hay que tener en cuenta que algunos vuelven a estar suspendidos. Cuando comenzamos el año teníamos 30 contratos suspendidos porque hubo dos nuevos contratos que se entraron en suspensión. La meta es normalizar entre ocho y diez contratos este año.

Pero también hemos trabajado en evitar que otros diez contratos entren en suspensión, dialogando con las comunidades y superando esa conflictividad en las regiones.

¿Cuál es el potencial de esos contratos que están suspendidos?

La mayoría son áreas productoras de petróleo y algunas son muy importantes, ubicadas en el Magdalena Medio y el Piedemonte Llanero. Son campos que nos pueden producir entre 30.000 y 50.000 barriles al día.

Por eso nuestra urgencia en mirar cómo normalizamos estos contratos de cara a tener un horizonte de producción cercano al millón de barriles. Todas estas acciones nos ayudan a cumplir esta meta.

Aunque hacemos más eficiente la exploración y producción en el marco de los contratos que ya están firmados, no es menos cierto que también tenemos que trabajar en el marco de la transición energética.

¿Se han logrado pasar recursos contingentes a nuevas reservas de petróleo y gas?

Cuando entregamos el informe de reservas, la buena noticia fue que hemos crecido en recursos contingentes. En un corto tiempo esperamos entregar un informe de cuántos de esos recursos contingentes ya hoy son reservas. Estamos trabajando en eso y nos ha ido bien.