Colombia ya está a la zaga en A. Latina en exploración de hidrocarburos

Los recursos

Indica que “en un entorno de mayores costos de los proyectos y menor disponibilidad de recursos, los países están buscando incrementar su competitividad a fin de atraer capital de riesgo, el cual cada vez se hace más selectivo. Por tanto, se priorizan y viabilizan las inversiones para proyectos con mejores condiciones, en entornos estables, con seguridad jurídica y reglas claras”.

En ese contexto, recalca, “países de Latinoamérica están aprovechando la oportunidad y se han volcado a los hidrocarburos, lo que se ve reflejado en una ola de inversión en nuevos contratos adjudicados recientemente que incluyen cumplimiento de actividad obligatoria. Por su parte, Colombia mantiene la posición definida a partir de agosto de 2022, de no firmar nuevos contratos”.

Explica que como consecuencia del incremento en las inversiones y nuevos contratos, ha aumentado la perspectiva de descubrimientos futuros y producción al alza, con un crecimiento de crudo estimado de aproximadamente 3% por año hasta el 2030, principalmente jalonado por Brasil, Argentina y Guyana.

Exploración

Respecto a la exploración en Colombia, dice que en 2024 se perforaron 27 pozos exploratorios, 36% menos de los perforados en 2023 (42 pozos), cuando se habían proyectado entre 30 y 40 pozos.

En cuanto a la inversión en producción fue de US $3.430 millones, 9% inferior a la de 2023 (US $3.780 millones) y se ejecutó el 98% de lo presupuestado que ya incluía recortes como consecuencia de la reducción en la disponibilidad de caja por efecto de la Reforma Tributaria de 2022, por la incertidumbre y efectos en el cambio de la política energética, adicionado a las dificultades para operar a causa de retrasos en los trámites ambientales y de consulta previa.

Así mismo, se mantuvieron las restricciones a sancionar nuevos proyectos y las inversiones se destinaron principalmente a los activos de alto rendimiento, en donde se puedan aplicar alternativas de optimización de la producción y a reducir el Opex dado que la declinación natural de los campos y la baja incorporación de reservas están incrementando los costos unitarios de la operación.

Producción

Señala el estudio, que la producción promedio de petróleo fue de 772.000 barriles por día (bpd), y la producción promedio de gas comercializada fue de 958 MPCD. En 2024 se importaron en promedio 224 GBTUD para cubrir faltantes de oferta local.

A su vez, en 2024 la inversión en exploración y producción de petróleo y gas fue de US $4.330 millones, es decir, un 10% inferior respecto de la de 2023 (US $4.830 millones). Se ejecutó el 94% de la inversión, principalmente por presupuestos que no se pudieron ejecutar en el 2024

El informe explica que por segmentos, la exploración fue la actividad más afectada. En 2024, la inversión en exploración fue de US $900 millones, 14% inferior a la de 2023 (US $1.050 millones) y se ejecutó el 82% de lo presupuestado: en tierra firme el 94% y en costa afuera el 61%.

Puntualiza el estudio, que en tierra firma la menor ejecución se dio principalmente como consecuencia de la reprogramación de actividades por dificultades ambientales, sociales y de orden público. En costa afuera, principalmente por la imposibilidad de perforar el pozo Komodo (costa afuera), como consecuencia de su aplazamiento por dificultades en el licenciamiento ambiental y pérdida de oportunidad en la ventana operacional en el Mar Caribe. Se está evaluando su ejecución en 2026.

Las reservas

Recalca la investigación, que la caída sostenida en la inversión exploratoria compromete la reposición de reservas y pone en riesgo la autosuficiencia energética futura del país. El 80% de las inversiones estimadas corresponderán a compromisos contractuales obligatorios, continuando la tendencia de los últimos años de incrementar la inversión en dichos compromisos y reducir las inversiones voluntarias que en el pasado eran de alrededor del 50%.

Ante esta situación, la ACP dice que urge impulsar la exploración más allá del mínimo obligatorio. En tierra firme, el 75% de la inversión exploratoria para 2025 se presupuesta para perforación de pozos, 6% a sísmica y 18% a estudios y actividades previas a la exploración.

Por otra parte, el desarrollo de los proyectos costa afuera se ha visto afectado principalmente por los procesos de consulta previa y licenciamiento ambiental, los cuales se deben desbloquear para poder incorporar esos recursos contingentes en reservas. También se requiere definir cómo se transportará el gas al interior del país, ya sea a través de la reconversión de activos o a través del aumento de capacidad de la infraestructura existente.

Oportunidades

Por ello, el informe dice que “Colombia debe aprovechar la oportunidad de desarrollar su frontera costa afuera. El país necesita asegurar la continuidad de estos desarrollos, como principal mecanismo para recuperar su autosuficiencia gasífera”.

Explica que para este año se estima que el 86% de la inversión exploratoria se destinará a dos regiones: US $335 millones para la Región Caribe y US $304 millones a los Llanos Orientales. La Región Caribe es cuenca gasífera y más de la mitad de la inversión será costa afuera, y la región de los Llanos Orientales es una cuenca madura. El país requiere retomar la exploración en cuencas diferentes a las maduras y así ampliar sus fronteras exploratorias.

Por otra parte, el estudio señala que las proyecciones también muestran una declinación acelerada de la producción, especialmente en Brasil, a partir del 2030, lo cual genera posibilidades de demanda para la producción de Colombia. Adicionalmente, la proyección internacional de oferta y demanda muestra que se necesitarán más de 100.000 millones de barriles de nuevas reservas para cubrir el déficit de oferta para el período 2035-2050, que se espera se acentúe desde el 2037 y Colombia tiene la oportunidad de capitalizar el déficit global de petróleo en la segunda mitad de la década 2030.