La luz roja por posible escasez de gas en Colombia ya está encendida. El que era secreto a voces pasó a otro plano cuando el presidente de Ecopetrol Ricardo Roa alertó sobre un déficit de gas natural que habrá en Colombia desde 2025. Ese déficit será del 8 % a partir del próximo año, y crecerá hasta 25 % en 2026, a 30 % el año siguiente y se mantendrá por encima de ese nivel hasta 2030, cuando los yacimientos submarinos empiecen a satisfacer la demanda.
Las posibilidades de hacerle el quite a la escasez están en las aguas profundas de Caribe en el norte del país, donde tres pozos podrían ser la mejor opción para lograr una más rápida producción y traer a tierra el gas que necesitan las empresas y los hogares. Los descubrimientos de Uchuva, Orca y Rubí en la plataforma Tayrona son la clave. Su localización se beneficia de sinergias con Chuchupa y Ballena pero a una producción temprana (early production) se le está atravesando más de un problema.
Ballena tiene suficiente capacidad para 430 millones de pies cúbicos de gas adicionales y desde allí conectar por ducto 260 millones hacia Barrancabermeja al interior del país y 263 millones por el gasoducto de Promigas a Cartagena.
Uchuva es la joya de la corona de los descubrimientos de gas. En su momento fue calificado por el entonces presidente Iván Duque como el hallazgo más importante en hidrocarburos desde Cusiana hace 30 años. El presidente de Ecopetrol era Felipe Bayón. Uchuva 1 fue perforado a 32 kilómetros de la costa, y a 76 k de Santa Marta. Ese fue el pozo que hizo regresar a Petrobras al país después de haberse ido por las bajas expectativas del pozo Orca 1 en el que era socio con Ecopetrol y Repsol. En Uchuva la petrolera estatal brasileña tiene una participación de 44,4 %, el restante es de Ecopetrol con 55, 6 %. Petrobras, cuya CEO es desde mayo Magda Chambriand, opera el pozo en Colombia.
Su delimitación empezó el 19 de junio pasado con Uchuva 2 y el 5 de agosto Ecopetrol dio la buena noticia. El pozo confirmó el hallazgo de Uchuva 1 en 2022 y reforzó el potencial gasífero en el Caribe colombiano. Está a 31 k de Santa Marta y se perforó a 804 metros de profundidad. Su potencial de 400 millones de pies cúbicos diarios que representan unos 18 años de reservas, y desde luego, la capacidad de autobastecimiento de Colombia..
La tutela de Uchuva
No obstante, las cosas tomaron otro cariz cuando el 13 de septiembre el Juzgado IV Laboral del Circuito de Santa Marta ordenó parar la exploración y explotación del gas de Uchuva 2, en un fallo que responde a una tutela interpuesta por Ariel Daniels de Andreis, gobernador de la comunidad indígena de Taganga pidiendo la protección de su derecho de supervivencia a través de la pesca que se veía interrumpida por el trabajo de exploración en aguas profundas del pozo.
La acción de tutela va contra 7 entidades y empresas: la Autoridad de Licencias Ambientales (Anla), el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Ecopetrol, Petrobras y el Ministerio del Interior.
Al respecto se ha argumentado que el Ministerio del Interior ya había expedido una resolución que confirma la no presencia de comunidades étnicas en el área de influencia del proyecto. Además, en los 18 años que la empresa lleva con la ejecución, nunca se había manifestado ningún requerimiento o reporte de impactos por parte de la comunidad.
El fallo exige a la Anla y el Minambiente hacer un estudio desde cero de impacto ambiental, y Ecopetrol y Petrobras no podrán seguir usando símbolos y logos relacionados con Taganga. El pozo Uchuva no podrá llamarse Uchuva y el bloque donde está no podrá ser Bloque Tayrona. Eso de inmediato.
La resolución daba 30 días para cambiar la anterior y reconocer la presencia de un cabildo indígena en la región, y otros 30 después para realizar una consulta previa en 30 días. Pero al finalizar la semana pasada, los términos cambiaron. El mismo juez Carlos Alberto Villalba expidió un auto aclaratorio en el que reconoce que la suspensión del proyecto no se hará de manera inmediata, sino que se realizará gradualmente. Y concedió un plazo máximo de dos meses para que Ecopetrol y Petrobras hagan un cronograma detallado que incluya las etapas y tiempos necesarios para la suspensión segura de las operaciones, siguiendo estándares técnicos nacionales e internacionales.
La decisión afecta en materia grave los planes de la transición energética, donde Uchuva es el campo gasífero más promisorio, da una mala señal a las inversiones en Colombia y en medio de la premura por la escasez que se proyecta, le quita tiempo a las acciones contrarreloj.
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Revaluando a Orca
El mal momento también le ha llegado a Orca. Por otras razones. Orca1 fue el primer pozo en el bloque Tayrona descubierto en el 2014 durante el gobierno de Juan Manuel Santos, siendo presidente de Ecopetrol Javier Genaro Gutiérrez. Fue el pozo que abrió el camino hacia las aguas profundas del Caribe para buscar gas. Al proyecto se unió Petrobras como operador, pero la caída de las expectativas sobre el potencial del yacimiento, dejaron solo a Ecopetrol
La petrolera colombiana contrató a Noble Corporation para que desde mediados de noviembre pasado la plataforma de perforación móvil Discoverer, se encargara de perforar el pozo para comprobar el potencial del hallazgo anunciado diez años atrás. Orca Norte 1 fue perforado en 38 días, y sus resultados han dado pie para otra reevaluación. Ecopetrol habló de éxito porque este pozo delimitador “comprobó la presencia de dos acumulaciones de gas en reservorios diferentes al descubrimiento Orca-1”.
Pero no ha hablado de cuánto gas podría haber allí y las señales han sido ambiguas. Tanto es que suspendió los trabajos del gasoducto que llevaría el gas hasta Chuchupa, y además detuvo el proceso de consulta que venía adelantando con 72 comunidades para hacer la infraestructura. Solo dice que hay que revaluar, nada más.
El tercero de los pozos es uno que está en prospecto, se llama Rubí y está muy cerca de Uchuva, en una plataforma llamada Guajira off-10. Este año debería iniciar exploración. Ese es un pozo de Ecopetrol que como los anteriores tiene ventajas para llevar por ducto el gas hasta Chuchupa o Ballena. Su gran escollo es la inversión de la que no se tiene noticias.
Gas en Colombia a 4 k de profundidad también queda por fuera
Más lejos de esta plataforma, en aguas ultraprofundas de más de 4 k de profundidad, están varios campos COL entre ellos el COL1 bautizado Komodo, en el que Anadarkos, filal de Oxy, socio de Colombia en Permian, participa con 60 % y es el operador. En Komodo-1 apenas estaba empezando la etapa de perforación cuando la Anla suspendió la licencia ambiental, así que, por el momento, no se conoce su potencial o si es un pozo exitoso.
Pata desarrollo todo el potencia gasífero del Caribe, estos pozos y los que están más abajo frente a Urabá y algunos en aguas ultraprofudas, los expertos han estimado inversiones de Ecopetrol y sus socios de entre 1.300 y 2.400 millones de dólares entre 2023 y 2025.. Algo así como medio Reficar. La inversión en hidrocarburos es todavía tema de debate.
Una eventual escasez de gas haría activar varios mecanismos. Entre ellos la importación de Venezuela que tiene la limitación de un gasoducto con poca capacidad y un estado lamentable, o de Golfo de México, pero ese ya tiene las existencias comprometidas.
Entre otras opciones estaría traer el gas que Colombia produce con en la cuenca de Permian mediante fracking en Estados Unidos. Porque según el presidente de Ecopetrol, desde noviembre de este año vamos a tener la posibilidad de tener la autonomía del manejo de cerca de 50 millones de pies cúbicos día del gas que extraemos en Texas. Este entraría a suelo colombiano por cualquiera de las alternativas disponibles para la importación de gas natural, como la planta de regasificación de Spec. Esta es la gran paradoja: el fracking de Colombia en Permian es ahora la tabla de salvación para que cuando se prenda la estufa no deje de salir la llamita azul.
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