Bogotá. Cuando 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 Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) 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.

“Estamos muy a la par de Brasil y México, que son nuestros directos competidores”, dice Orlando Velandia, director de la ANH, 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 esta pasando en el off shore colombiano.

Los descubrimientos de la estadounidense Anadarko con Ecopetrol en el mar Caribe colombiano han generado interés de estas compañías por conocer la realidad de la nueva provincia gasífera del país.

En el portafolio petrolero de la Agencia Nacional de Hidrocarburos se señala 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.

“Una vez termine este proceso de Sinú-San Jacinto, vamos a sacar el reglamento del proceso competitivo permanente”, anota Velandia.

Charle Gamba, CEO de Canacol Energy, 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.

Para el segundo semestre de este año, la ANH espera ofrecer alrededor de 15 bloques petroleros adicionales, lo que indica que, por lo menos en 2018, se estarán ofreciendo cerca de 50 bloques.

Para conseguir atraer el capital de inversión necesario, la ANH realizó ajustes a la minuta contractual, 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.

“No podemos colocar los mismos tiempos de un país que cuenta con la infraestructura de transporte”, explicó el presidente de la ANH. Son nueve años para la fase de exploración, cinco más para que desarrolle la de infraestructura de transporte y 30 de producción.

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”, explicó Velandia.

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.

Para el segundo semestre de este año, la ANH espera ofrecer alrededor de 15 bloques petroleros adicionales, lo que indica que, por lo menos en 2018, se estarán ofreciendo cerca de 50 bloques.

Los 20 primeros 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.

“Vamos a sacar áreas de campos descubiertos no desarrollados, que hoy están en poder de la ANH y campos con muy buenos prospectos”, dice Velandia.

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.

 

Adicionar reservas. En la tarea de sumar reservas petroleras, Ecopetrol también es un actor activo. Recientemente el presidente de la estatal petrolera, Felipe Bayón, recordó 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.

Adicional a esta actividad productiva, 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.

El presidente de la ANH 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.