A la par de los crudos pesados y extrapesados, que representan el 48,5 por ciento de las reservas probadas de petróleo del país, calculadas en 2.445 millones de barriles para el 2013, las autoridades y la industria petrolera han puesto en los hidrocarburos no convencionales parte de sus expectativas para elevar en el mediano y largo plazos la autosuficiencia, que hoy está en 6,6 años.
Estos recursos, que no son otra cosa que el mismo crudo y gas, pero acumulados a mayor profundidad en rocas más duras y no en reservorios, podrían darle unos 1.000 millones de barriles a las reservas de petróleo para el año 2030 y casi dos veces más las reservas de gas registradas al cierre del año pasado, según un estudio realizado por la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), bajo un escenario conservador. (Lea también: Plan de choque para frenar caída petrolera).
No obstante, tras el incremento que han tenido los bloqueos a las operaciones (503 en el 2013 y 111 entre enero y abril pasado), expertos advierten que el desarrollo de estos recursos no tiene el mismo nivel de tolerancia a las demoras por este y otros factores críticos, entre ellos la aprobación de licencias ambientales y el manejo del entorno social.
La razón es que la producción por medios no convencionales es un proceso industrial que requiere la perforación consecutiva de muchos pozos, que luego se enlazan para hacer fluir el recurso hacia la superficie. Se estima que por cada pozo que hoy se perfora, para este tipo de yacimientos hay que abrir 10 y, si no hay continuidad, los proyectos pueden ser inviables. Una publicación de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) subraya que si no se logran las reducciones de costos esperadas durante el aprendizaje, es muy difícil la viabilidad de las iniciativas, y que el desarrollo masivo de la actividad amerita una revisión y mejora de la capacidad de gestión y coordinación de las autoridades para responder a estas necesidades.
El presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo (Acipet), Hernando Barrero, asegura que hay que iniciar desde ya un trabajo social y de ambientación, para que las comunidades entiendan de qué se habla y comiencen a perder el miedo que se ha creado por simple desconocimiento.
El presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Javier Betancourt, explica que para el desarrollo de estos recursos el país llegará con la información estudiada en todos los frentes, de tal manera que las compañías solo necesitarán cumplir los requisitos para obtener la licencia, y cuando la tengan podrán ejecutar sus actividades.
“No debería ocurrir algo por el estilo”, aseguró al indicar que pese a la coordinación que se realizó con las autoridades ambientales, no hay certeza sobre cuándo serán expedidas las normas por el Ministerio de Ambiente.
A la espera de normas
Entre tanto, en medio de una nueva subasta petrolera, en la que se ofrecerán 18 bloques con este potencial, la industria petrolera y las mismas autoridades están a la expectativa de que haya luz verde en este sentido.
La experiencia de la norteamericana ExxonMobil, primera petrolera mundial y protagonista del boom petrolero y de gas de Estados Unidos, se ha enfocado en los aspectos sociales, pero también en los temores, riesgos y en cómo se puede adelantar una mejor operación.
Según la ACP, a pesar de que esta firma y otras como ConocoPhillips y Shell tienen importantes expectativas en la región del Valle Medio e Inferior del Magdalena, el desarrollo de esta fuente de recursos requiere una precisión milimétrica para ser exitosa. Lo anterior lleva a que temas como el licenciamiento, las relaciones con comunidades, la negociación de tierras, la cercanía o lejanía a cuerpos de agua y los parques naturales, entre otros factores, deban estar alineados.
Esto se explica porque hay que invertir mucho dinero para obtener niveles bajos de producción y se debe hacer de forma repetitiva e industrial para estimular el flujo de recursos desde la roca que se fragmenta, de tal forma que se genere una producción constante.
Según la publicación del gremio, si bien la industria está acostumbrada a coexistir con barreras en materia de permisos ambientales y en las comunidades, cuando se trata de hidrocarburos no convencionales las cosas son a otro precio.
No en vano estos recursos son los que han estado detrás del aumento de la producción de petróleo y gas de Estados Unidos, país que por primera vez, desde 1965, produjo el año pasado más petróleo que el importado.
La Agencia Internacional de Energía estima que en el 2015 rebasará a Arabia Saudita y en el 2020 podría ser el mayor productor mundial.
Según las cifras que consolida la firma británica British Petroleum, en el 2012 Estados Unidos produjo 8,9 millones de barriles diarios de crudo (casi 9 veces lo de Colombia), con un crecimiento del 13,9 por ciento frente al 2011 y una participación del 9,6 por ciento dentro del total mundial. En los últimos cinco años, su producción subió casi 30 por ciento.
Solo para las firmas grandes
Aunque algunas petroleras locales de tamaño mediano tenían la expectativa de ser protagonistas en la operación de algún área con potencial para hidrocarburos no convencionales, de las 18 que se ofrecerán en la subasta de julio, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ratificó las exigencias de reservas y capacidad operativa que se establecieron desde el 2012, es decir, reservas mínimas de 50 millones de barriles equivalentes (crudo y gas), una producción operada de 20.000 barriles por día y un patrimonio neto mínimo de 200 millones de dólares por bloque, bien sea proponente individual o en consorcio.
Según el presidente de la ANH, Javier Betancourt, el país necesita que quienes vienen a hacer off shore (costa afuera) y los no convencionales sean los que tengan mayor respaldo financiero y operacional, para enfrentar este tipo de actividades, que no son sencillas. Pero las petroleras medianas sí podrán estar como proponentes, al hacer parte de consorcios, aunque no como operadoras de los proyectos.
Lo mismo se aplicará a los bloques adjudicados en el pasado y que tienen este potencial, por lo que a los operadores actuales se les dará un plazo de tres años para cumplir la exigencia o para conseguir un tercero que lo haga y que pueda figurar como operador.
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