Durante muchos años Colombia vivió del gas de La Guajira, pero este representa ahora solo el 10% mientras los grandes yacimientos desde comienzos de los años 90, están en Casanare. El descubrimiento en 1989 del yacimiento de Cusiana (Casanare), que formaba parte del Contrato Santiago de las Atalayas, suscrito entre Ecopetrol, British Petroleum, Total y Tritón, con reservas de 750 Mbls, cambió la ecuación de la producción de gas en Colombia. A este gran yacimiento se le sumó en 1993, el de Cupiagua en el piedemonte llanero, Casanare, con reservas de 510 Mbls.
Estos descubrimientos han mantenido la autosuficiencia del país en gas y han convertido a Casanare en su mayor productor con más del 70 % de la producción actual.
Solo en el primer trimestre de 2024, Casanare recibió por regalías $ 169.603 millones, pero sus reservas están disminuyendo y son la principal causa de la actual crisis. Las millonaria regalías no se ven en el desarrollo de la región porque los gobernadores han respondido a intereses de grupos políticos y Yopal, la capital del Casanare ha sido un territorio de pugna política clientelista y pudiendo ser un gran municipio por el gran flujo de regalías su realidad es otra.
El último de los gobernadores elegido fue César Augusto Ortiz Zorro, un contador de origen campesino quien se inició como concejal de Yopal en el 2015, siempre por el Partido Alianza Verde. Llegó a la Cámara de representantes con más de 20 mil votos y de allí saltó a la gobernación en la que va a cumplir su primer año.
El trueque de poder regional es grande, porque el actual alcalde de Yopal Marco Tulio Ruiz ya había sido gobernador entre el 2013 y 2015, cargo al que llegó con el respaldo de Afrovides, el grupo político de dirigido por Yahir Acuña. A pesar de haber sido elegido por la coalición “Yopal para todos”, conformada por Cambio Radical, Conservador, Nuevo Liberalismo, AICO y ASI su historial político es bastante cuestionable según el informe de la Fundación Paz y Reconciliaición –Pares-.
La Guajira fue por muchos años la despensa de gas de Colombia
Durante muchos años del gas natural de Chuchupa (offshore – costa afuera) y Ballena (onshore – costa adentro) en La Guajira, resultante del primer contrato de Asociación en el país, el cual se realizó entre Ecopetrol y Texas Petroleum Company. El hallazgo de estas importantes reservas se dio justo en vísperas de que Colombia perdiera la autosuficiencia petrolera, y en 1977 el presidente Alfonso López Michelsen inauguró el gasoducto de Promigas que empezó a transportar el gas desde los campos de La Guajira hasta Mamonal en Cartagena.
En diciembre de 2004, cuando vencía el contrato de Asociación Ecopetrol-Texaco, y en cumplimiento de este debía revertir a Ecopetrol dichos campos y todas sus instalaciones, el país extendió la vigencia del contrato ante la necesidad de invertir aproximadamente USD 144 millones en la perforación de cuatro nuevos pozos. Finalmente, en mayo de 2020, Ecopetrol a través de su filial Hocol, adquirió el 43 % propiedad de Chevron (razón social desde 2003), y hizo a la totalidad de los campos de gas natural Chuchupa y Ballena asumiendo la operación de los yacimientos. Durante muchos años este fue el principal productor de gas del país.
En 1982 con la firma del Contrato de Asociación Santiago de las Atalayas para explotar hidrocarburos en el piedemonte llanero (Casanare), el país nuevamente se salvó de un desabastecimiento de gas y recuperó su autosuficiencia petrolera gracias al descubrimiento del yacimiento de Caño Limón en Arauca por parte de la Occidental Petroleum Co. con más de 1.250 Mbls de reservas, el cual fue histórico para el país y representó más del 50 % de las exportaciones de petróleo de Colombia.
El futuro, aunque lejos está en aguas profundas
En julio de 2022 Ecopetrol y Petrobras confirmaron el descubrimiento de una acumulación de gas natural con el pozo exploratorio Uchuva-1, perforado en aguas profundas en Colombia, a 32 km de la costa y a 76 km de la ciudad de Santa Marta, con una columna de agua de aproximadamente 830 metros. El pozo, que está a cerca de 80 kilómetros del campo de gas de Chuchupa, fue perforado desde una plataforma tipo semi-sumergible en el bloque Tayrona. Petrobras es operador con una participación 44,4% y Ecopetrol tiene el restante 55,6%.
El pasado julio de 2024, ambas compañías anunciaron el inicio de la perforación de un pozo evaluador Uchuva-2 con el objetivo de confirmar lo descubierto en el 2022, y obtener la información necesaria del yacimiento para la planeación de su explotación. Este agosto 5, Ecopetrol indicó que el pozo Uchuva-2 confirma la extensión del descubrimiento realizado en Uchuva-1, ahora se seguirá trabajando en alcanzar una profundidad que permita caracterizar las condiciones del yacimiento.
La escacez de gas que se le viene a Colombia
El país sufrirá de escasez de gas natural a partir del próximo año según todos los expertos, la apuesta a corto plazo para su mitigación sería la importación a través de la terminal de importación y regasificación de gas natural licuado SPEC LNG en Cartagena, propiedad de Promigas, empresa líder en la distribución de gas perteneciente al Grupo Sarmiento Angulo, que actualmente importa gas para las plantas de generación térmica.
A mediano plazo, estaría la importación de Venezuela con sus inconvenientes técnicos, políticos y de sanciones por parte de Estados Unidos, así como la extracción en aguas profundas en la Costa Atlántica, pero ambas soluciones traerían como inconveniente con un gas más costoso a las facturas de los colombianos. A largo plazo, estaría la construcción de la planta de regasificación en Buenaventura, la cual lleva dos intentos fallidos en su adjudicación al no lograr encontrar un inversionista que se le mida a este proyecto que se estima en USD 700 millones, el gobierno ha indicado que hará un tercer intento en el 2025.
La caída en las reservas e inversión en exploración de gas en Colombia
La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas - ACP en su último informe económico ‘Tendencias y Perspectivas del Sector Petróleo y Gas en Colombia’, presentado el 1 de agosto, destaca además de la reducción en las reservas, una disminución notable en la inversión en exploración de petróleo y gas.
En 2023, en el país se invirtieron USD 1.050 millones en exploración de petróleo y gas, 19% menos que en 2022 (USD 1.290 millones), principalmente debido a retrasos en trámites ambientales y dificultades para operar relacionadas con bloqueos a las operaciones y deterioro de las condiciones de seguridad en las regiones. A la fecha solo se han perforado 11 de los 40 pozos exploratorios proyectados para este año, lo indica que la meta de inversión en exploración no se cumpliría este año. Una grave situación por sus efectos futuros, puesto que sin exploración es imposible identificar y desarrollar nuevas reservas.
Las reservas de gas en el país han traído una tendencia negativa desde los inicios de la segunda década del siglo donde alcanzaron unos 13,9 años estimados, hasta el pasado 2023 donde solo se estiman reservas para 6,1 años, pero la existencia de reservas no garantiza su explotación. Para 2024 se estima una inversión total en exploración y producción de hidrocarburos (petróleo y gas) de USD 4.600 millones, lo cual representa una caída del 5% frente a 2023.
Según los expertos, para el 2025 la producción de gas natural será insuficiente, y la única solución para poder atender los requerimientos será su importación. La plata de SPEC en Cartagena fue ampliada este año por Promigas y espera volver a hacerlo en el 2027.
Los cálculos de la Asociación Colombiana de Gas Natural - Naturgas, indican un déficit de gas para contratos en firme el próximo año de de 76.5 Gbutd (Giga BTU por día), lo que equivale al 7.6% de la demanda total; y para el 2026, un incremento del faltante a 189.5 GBUTD, lo que representa un 18.9%.
En el pasado seminario de ANIF y el Centro Regional de Estudios de Energía – CREE del 1 de agosto, Tomás González director de la CREE presentó la siguiente gráfica elaborada por Ecopetrol, que indica faltantes de gas hasta aproximadamente el 2030, cuando se espera que los descubrimientos costa afuera - offshore sean capaces de cubrir la demanda.
Es de anotar que los cálculos de Ecopetrol asumen una demanda constante basada en datos históricos sin considerar su rol como combustible más limpio, clave para la transición energética estimulada por el actual gobierno que podría generar un 11 % mayor de su demanda. Sin embargo, como mencionó Tomás Gonzales director del CREE, el gas offshore no será barato, se estima que sus costos podrían significar un aumento del 28 % en la factura.
La disminución en la inversión en exploración se debe a varios factores, incluyendo retrasos en los trámites ambientales, bloqueos a las operaciones, un deterioro en las condiciones de seguridad en las regiones donde se realizan estas actividades y contradictorias señales del gobierno actual. Estos obstáculos han complicado las operaciones y generada incertidumbre, desincentivando la inversión en nuevas exploraciones.
