El presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), José Armando Zamora Reyes, dijo durante la presentación de la nueva subasta de áreas para 2021, en la III Cumbre Petrolera, que el país cuenta con un gran potencial de crudo para los próximos 20 años.
“Tenemos un potencial por descubrir del orden de 6.000 millones de barriles, ese es el consenso que hay en el momento. Nos decían que para lograr un nivel de producción de más o menos un millón de barriles equivalentes, se necesita descubrir 4,5 miles de millones de barriles. Este es un plan que va orientado a eso, a identificar esos recursos que están por descubrir en los próximos 20 años y que nos lleve a reemplazar las reservas que se consumen con la producción anual del orden de 250-300 millones de barriles”, manifestó Zamora Reyes.
Por otro lado, sobre el Plan para 2040, el presidente de la entidad señaló que es un trabajo que aún está en progreso y en construcción. ¿Cuál será el lineamiento? La idea es que se logre orientar a todos los interesados y entidades que tienen que desplegar inversiones: en conocimiento geológico, tipo de inversión y tipo de tecnologías, además, a ver cuáles cuentas se pueden desplegar en los próximos 20 años.
El plan estima que, en 20 años, con 300 millones de barriles anuales, si se logran identificar y desarrollar esos 6.000 millones de barriles, sería lo que permitiría mantener los niveles de producción actuales. “Esta es la referencia para que el plan 2020 oriente a las autoridades, principalmente a la ANH y al Servicio Geológico Colombiano, a que hagan inversiones de conocimiento geológico, allí donde hay potencial no descubierto”, sostuvo el presidente de la ANH.
Reservas
El Plan 2040 traza para el incremento de las reservas de crudo y gas la operación en tres frentes. El primero, es meter el acelerador para nuevos ciclos del PPAA. Ya se está programando uno nuevo para mediados de 2021 en el cual la ANH ofrecerá entre 40 y 60 bloques para desarrollo, de los cuales 10 estarían ubicados en el Mar Caribe.
El segundo frente es incrementar los trabajos de recobro mejorado en aquellos campos maduros pero con potencial para extraer más crudo. Y el tercero, es el desarrollo de los yacimientos no convencionales (YNC) a través de la técnica del fracking, que en la actualidad está en la fase para el desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII)
Asimismo, la Agencia indicó que la nueva subasta para 2021 podría ayudar a la recuperación del sector en Colombia, pero que sus resultados se verán en al menos dos años.
Ofertas
“La nueva oferta de área y el proceso programado para 2021 tendrá efectos uno o dos años después. La primera ola de recuperación va a venir cuando se efectúen o se desplieguen las actividades que fueron suspendidas este año y están siendo preparadas para que el año entrante se generen. A estos se suman las que estaban programadas originalmente para 2021”, expuso Zamora Reyes.
Al revelar los detalles de su cuarta ronda de subastas petroleras y su plan de acción para 2040, el vicepresidente técnico de la AHN, Carlos José Rodríguez, dijo que habrá diez TEAs (elementos de seguridad y protección medioambiental que permiten liberar de manera controlada y segura los gases no reutilizables del proceso de gas y petróleo en una planta de proceso de hidrocarburos) y 20 sectores de producción y exploración onshore y offshore.
También hay que decir que las diez TEAs y los proyectos de exploración se subastarán en ocho bloques; es decir, cuatro se destinarán para gas y cuatro para petróleo. Los bloques serán ofrecidos en las cuentas Urabá, Chocó, Valle Inferior del Magdalena, Valle Medio del Magdalena, Valle Alto del Magdalena y Llanos Orientales.
Regiones
En cuando al offshore las operaciones se concentrarán en el Urabá antioqueño, y el onshore se concentrará en el Sinú (San Jacinto); Chocó; Valle Inferior, Medio y Superior del Magdalena; y los llanos orientales.
Respeto a las oportunidades que se ofrecerán para las antorchas, la ANH señaló que, en cuanto a las cuencas costa afuera, pondrán a funcionar chimeneas de gas y areniscas de la mano de la Dirección de Indicadores de Hidrocarburos. Para las cuencas costa dentro, se destinarán hidrocarburos líquidos potenciales en pliegues sobre estructuras con sótanos.
Por otro lado, en cuanto al aceite también están destinadas cuatro TEAs y se ven posibilidades de encontrar 1,4 millones de barriles en esta área.
Sobre la cuenca de Urabá, que tiene mayor información sísmica, está destinada un área para un TEA y se ha visto en la sísmica un desarrollo de chimeneas de gas y posibilidades, inclusive de desarrollo de carbonatos. Se está viendo que esta cuenca tiene el potencial de dar 1,4 millones de barriles.
El Chocó
En la cuenca del Chocó, en offshore, se van a tener tres bloques para TEAs; en altas posibilidades en la zona dependiendo de los estudios que se hagan para entender la geología. En este caso se esperan 231 millones de barriles.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (ANH) surtió la audiencia pública de contraofertas del tercer ciclo del Proceso Permanente de Asignación de Áreas –Ppaa, con lo cual quedan en firme cuatro propuestas por igual número de áreas.
Dichas propuestas fueron presentadas por parte de las empresas Parex Resources y CNE Oil & Gas (Canacol Energy), con inversiones asociadas estimadas en unos US$40 millones.
El respaldo contempla las dos fases del periodo de exploración: programa mínimo exploratorio y programa exploratorio adicional, así como la participación de un porcentaje de la producción, en favor del gobierno colombiano.
Áreas
La ANH llevó a cabo el Procedimiento de Coordinación y Concurrencia Nación – Territorio para las cuatro áreas de manera virtual, dadas las restricciones sanitarias actuales, con buenos resultados y de manera ágil y transparente usando la tecnología de blockchain.
“Nos llena de satisfacción haber mantenido la recepción de ofertas en este 2020 y poder concretar inversiones por US$40 millones, en estos cuatro bloques. Este fue un proceso lleno de hitos, pero quizás el más relevante es el uso de la tecnología blockchain, que permite que la entrega de ofertas sea de manera virtual y segura y que seguramente va a marcar los procesos futuros en la nueva normalidad. Hay motivos para celebrar, Colombia seguirá aprovechando la riqueza del subsuelo y asegurando su autosuficiencia energética”, aseguró Zamora Reyes.
Asimismo, la agencia indicó que 16 compañías ya se encuentran habilitadas para el cuarto ciclo del Ppaa, la ronda Colombia 2021, pero se abstuvo de mencionarlas hasta que se definan los contratos en diciembre de este año.
Eliminarían garantías bancarias
La ANH está adelantando una iniciativa que involucra la idea de no exigir una garantía bancaria a las empresas petroleras que estén interesadas en participar en las nuevas rondas de las subastas.
Al respecto, José Armando Zamora Reyes, indicó que esta medida funciona como un mecanismo para facilitar e incentivar el despliegue de las inversiones para evitar los costos de las garantías.
Sin embargo, aclaró que, para que entre en vigor la medida, aún hace falta consensuarlo con la industria y conseguir la aprobación del consejo directivo de la ANH.
¿Cómo funcionaría la iniciativa? La idea es que, a cambio de un periodo fijo para la exploración, las empresas hagan un pago por adelantado -que consideren que es el valor económico- reemplazando las garantías; y a medida que van perforando los pozos se les va a ir reembolsando esa cifra. No obstante, si las petroleras no perforan, estas perderían ese adelanto.
Esta es la manera en que la ANH busca hacer una mejora frente a las garantías bancarias, de acuerdo a lo que se reveló en el marco de la III Cumbre de Petróleo y Gas de Colombia.