Las reservas probadas de petróleo y gas en Colombia se están agotando cada vez más: mientras las primeras pasaron de 7,5 a 7,1 años, las segundas cayeron de 7,2 a 6,1 años. Así lo reveló el informe de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), con corte a diciembre de 2023, según el cual las reservas de gas bajaron 15,7%, de 2,82 terapies cúbicos en 2022 a 2,37 terapies cúbicos en 2023. Por su parte, las de petróleo tuvieron una disminución más leve de 2,6%, pasando de 2.074 millones de barriles en 2022 a 2.019 millones de barriles el año pasado. Según explicó Orlando Velandia, presidente de la ANH, la relación entre reservas y gas cayó un año, lo que significa que “si no hiciéramos nada nos quedaría petróleo solo para siete años y gas para seis”. De hecho, dijo, las reservas de petróleo no tuvieron una caída tan pronunciada porque en 2023 “de cada 5 barriles que gastamos, repusimos 4,5”.

GAS, EL PUNTO CRÍTICO

El comportamiento del gas fue lo más preocupante del informe, pues el país tuvo una baja incorporación de nuevas moléculas que no lograron compensar la demanda. Según Velandia, se trata de un decrecimiento sistemático que viene desde 2017. Sin embargo, sostuvo que de los 48 hallazgos de gas que se han hecho en el país desde 2014 hasta 2024, 15 han sido durante el mandato de Gustavo Petro: “Esto quiere decir que el 31% de esos descubrimientos en esos 10 años se han dado en este gobierno”. Desde el gremio de las productoras, transportadoras y comercializadoras de gas natural se mostraron alarmados y pidieron tomar medidas. “El país debe apostar por mantener su soberanía energética. Los resultados de hoy representan un llamado de urgencia para incrementar la actividad exploratoria y agilizar el desarrollo de estos recursos. Es la única alternativa para aumentar las reservas y extender la autosuficiencia para todos los consumidores. Colombia tiene gas, y sin perforación de pozos, no tendremos aumento de nuestras reservas”, declaró Luz Stella Murgas, presidenta de Naturgas. Desde la óptica de Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy, el primer y mayor desafío está en lo relacionado con la necesidad de priorizar acciones que permitan recuperar el año perdido en materia de autosuficiencia y de soberanía energética. “Es clave priorizar programas de recobro, de exploración y de desarrollo en cuencas como El Piedemonte, donde el potencial es enorme, y en otras como el mismo Valle Inferior, donde la tasa de éxito exploratorio es altísima. En Sinú, San Jacinto, César y Ranchería también hay oportunidades por desarrollar en las áreas existentes”, anotó. La mayoría de las reservas de gas natural están ubicadas en la cuenca Cordillera Oriental (43,5%), mientras que Guajira Offshore concentra el 19,2% y el Valle Inferior del Magdalena el 16,3%.

LAS MEDIDAS

Ante esta situación, el ministro de Minas y Energía manifestó que está tomando medidas para aumentar los recursos contingentes y así hacer lo propio con las reservas generales del país. Una de ellas es la conformación del Comité Interinstitucional de Hidrocarburos, el cual será integrado por los ministerios de Minas, Ambiente, Interior y Defensa; la Creg, ANH, Upme, Anla, Ecopetrol, ACP, Campetrol y Naturgas. “Se busca implementar una estrategia de seguimiento al comportamiento de las reservas y a la superación de contingencias, con el fin de garantizar la comercialidad de volúmenes de petróleo y gas en contratos y convenios de hidrocarburos vigentes”, apuntó Camacho. Dentro del paquete de medidas está la expedición de los criterios para la administración de contratos y convenios de hidrocarburos, con el objetivo de incentivar la exploración; así como un acuerdo por medio del cual la ANH puede contratar la operación y administración de los activos productivos que pasen a ser propiedad de la Nación. Asimismo, se reglamentará y habilitará los oleoductos multifásicos, para aprovechar la infraestructura actual. “Está en trámite de expedición la modernización de las medidas en materia de exploración y producción de hidrocarburos para hacer más eficiente las operaciones; la reglamentación para incentivar los proyectos de recobro mejorado y de producción incremental; la resolución que establece los requisitos de evaluación, priorización y asignación de recursos para proyectos de infraestructura de gas, y habilitar mecanismos que faciliten la comercialización de proyectos offshore”, agregó el MinEnergía. También se diseñarán estrategias para la recuperación y comercialidad de los recursos descubiertos no desarrollados, así como campos sin operación de contratos y convenios de hidrocarburos. Entre tanto, desde Naturgas propusieron un segundo paquete de medidas, entre las que destacaron la promoción de sinergias entre proyectos convencionales y de transición energética; la flexibilización de los compromisos requeridos para ampliar plazos y retener áreas en evaluación; revisar la extensión de áreas de contratos existentes afectados por fuerza mayor o aspectos técnicos; y retomar la nominación de áreas exclusivas para gas natural en el país. “El sector cree en la importancia de brindar confianza a los inversionistas, procurando condiciones de entorno favorables para el desarrollo empresarial, creando incentivos y la promoción de un marco legal sólido que garantice la estabilidad de todas las partes involucradas”, señalaron desde el gremio./Colprensa