Hallazgo del Caribe que no arranca podría salvar al país de importar gas

Mientras uno de los grandes descubrimientos de gas en el mar Caribe colombiano no da muestras de producir la primera molécula, el país no descarta tener que importar ese combustible para atender la demanda si en los siguientes años no se hace un hallazgo importante.

El campanazo de alerta lo dio la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez. Advirtió que la declinación de los campos de gas de La Guajira va a poner al país en el riesgo de tener que importar este combustible, si antes no se cuenta con un importante descubrimiento. “En la medida en que el gas (de La Guajira) empiece a declinar (…) vamos a tener que importar ese gas”, dijo.

La producción de gas en La Guajira se encuentra en declinación, confirmó Ecopetrol. Los campos producen un promedio de 640 millones de pies cúbicos de gas por día (MMPCD), equivalentes a cerca de 100.000 barriles de petróleo diarios. Las operaciones de producción de gas se desarrollan de forma conjunta entre Ecopetrol y Chevron en tres importantes zonas: el campo costa afuera Chuchupa, que cuenta con dos plataformas de producción, y los campos en tierra firme Ballena y Riohacha.

“La oferta de gas alcanza hasta el año 2024, de acuerdo con la UPME, y en materia de crudo 5,6 años más. Si Colombia terminara importando crudo para cargar las refinerías y gas con unos precios más altos de los actuales, el perjudicado principal será el usuario”, dijo el presidente de la ACP, Francisco Lloreda. La ministra Suárez argumenta que si Colombia se ve en la necesidad de tener que importar gas se elevaría su cotización y “se sube el costo de la energía”.

El descubrimiento del gas del Caribe fue calificado en su momento por el presidente Juan Manuel Santos como el más grande hallazgo hidrocarburífero de los últimos 28 años desde Cusiana en 1989. Gorgon-1 puede ser un hallazgo de entre 800 millones y 1.200 millones de barriles de petróleo equivalentes (mbpe) y es el tercer pozo exitoso en el sur del Caribe colombiano, junto a Kronos y Purple Angel. “Hay que seguir buscando nuevas fuentes de suministro para garantizar el abastecimiento del país en el largo plazo. Esas fuentes son los yacimientos convencionales, los no convencionales, el offshore y la importación de gas natural licuado (GNL)”, señala el presidente de Naturgás, Orlando Cabrales.

En el Caribe hay dos tipos de descubrimientos de gas: Orca y Gorgon/Purple Angel/Kronos. El primero está muy avanzado por los trabajos que ejecutan Repsol y Petrobrás. En cuanto al segundo, ahí se requiere una inversión gigantesca y se estima que Anadarko puede estar buscando socios con músculo financiero para definir un plan de desarrollo y de comercio. En la industria se dice que Anadarko no tiene el suficiente capital para este proyecto, por atender otros frentes. No fue posible obtener un comentario de un representante de la compañía extranjera. (Contexto Un tesoro de hidrocarburos en el Caribe colombiano).

Ecopetrol ratificó que se trata de un descubrimiento significativo de gas, lo que se denomina una nueva provincia. “El desarrollo de estos proyectos requiere mucho capital y al menos 10 años para delimitarlos y construir toda la infraestructura, así como definir el esquema de comercialización. Es decir, abrir el mercado. Hoy no existe la demanda para todo ese gas”, dice la empresa colombiana.

“Los descubrimientos del año pasado fueron muy positivos y demostraron que hay un gran potencial en el Caribe costa afuera. Sin embargo, para desarrollar una cuenca petrolífera hay que mantener un buen ritmo de inversiones. El año pasado se perforaron cinco pozos, pero este año ninguno”, dijo Cabrales. (Le puede interesar Gas natural, con futuro mundial y débil producción local).

La ministra explicó que una de las causas que han demorado el proceso de Gorgon está relacionada con la minuta offshore. “Había una discusión que tomó un tiempo importante respecto a la minuta offshore”, dijo. Luego de intensas discusiones, el consejo directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) aprobó el nuevo modelo de contrato para exploración y explotación de petróleo y gas en Colombia en áreas costa afuera (off shore).

“Están pendientes decisiones importantes del Gobierno que se han demorado varios años, como la nueva minuta del contrato offshore y los términos de referencia para las licencias ambientales de este tipo de proyectos. Espero que este nuevo gobierno retome esa agenda, de lo contrario vamos a perder el interés de las compañías por invertir en esa cuenca”, dijo Cabrales.

Mientras uno de los grandes descubrimientos de gas en el mar Caribe colombiano no da muestras de producir la primera molécula, el país no descarta tener que importar ese combustible para atender la demanda si en los siguientes años no se hace un hallazgo importante.

El campanazo de alerta lo dio la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez. Advirtió que la declinación de los campos de gas de La Guajira va a poner al país en el riesgo de tener que importar este combustible, si antes no se cuenta con un importante descubrimiento. “En la medida en que el gas (de La Guajira) empiece a declinar (…) vamos a tener que importar ese gas”, dijo.

La producción de gas en La Guajira se encuentra en declinación, confirmó Ecopetrol. Los campos producen un promedio de 640 millones de pies cúbicos de gas por día (MMPCD), equivalentes a cerca de 100.000 barriles de petróleo diarios. Las operaciones de producción de gas se desarrollan de forma conjunta entre Ecopetrol y Chevron en tres importantes zonas: el campo costa afuera Chuchupa, que cuenta con dos plataformas de producción, y los campos en tierra firme Ballena y Riohacha.

“La oferta de gas alcanza hasta el año 2024, de acuerdo con la UPME, y en materia de crudo 5,6 años más. Si Colombia terminara importando crudo para cargar las refinerías y gas con unos precios más altos de los actuales, el perjudicado principal será el usuario”, dijo el presidente de la ACP, Francisco Lloreda. La ministra Suárez argumenta que si Colombia se ve en la necesidad de tener que importar gas se elevaría su cotización y “se sube el costo de la energía”.

El descubrimiento del gas del Caribe fue calificado en su momento por el presidente Juan Manuel Santos como el más grande hallazgo hidrocarburífero de los últimos 28 años desde Cusiana en 1989. Gorgon-1 puede ser un hallazgo de entre 800 millones y 1.200 millones de barriles de petróleo equivalentes (mbpe) y es el tercer pozo exitoso en el sur del Caribe colombiano, junto a Kronos y Purple Angel. “Hay que seguir buscando nuevas fuentes de suministro para garantizar el abastecimiento del país en el largo plazo. Esas fuentes son los yacimientos convencionales, los no convencionales, el offshore y la importación de gas natural licuado (GNL)”, señala el presidente de Naturgás, Orlando Cabrales.

En el Caribe hay dos tipos de descubrimientos de gas: Orca y Gorgon/Purple Angel/Kronos. El primero está muy avanzado por los trabajos que ejecutan Repsol y Petrobrás. En cuanto al segundo, ahí se requiere una inversión gigantesca y se estima que Anadarko puede estar buscando socios con músculo financiero para definir un plan de desarrollo y de comercio. En la industria se dice que Anadarko no tiene el suficiente capital para este proyecto, por atender otros frentes. No fue posible obtener un comentario de un representante de la compañía extranjera. (Contexto Un tesoro de hidrocarburos en el Caribe colombiano).

Ecopetrol ratificó que se trata de un descubrimiento significativo de gas, lo que se denomina una nueva provincia. “El desarrollo de estos proyectos requiere mucho capital y al menos 10 años para delimitarlos y construir toda la infraestructura, así como definir el esquema de comercialización. Es decir, abrir el mercado. Hoy no existe la demanda para todo ese gas”, dice la empresa colombiana.

“Los descubrimientos del año pasado fueron muy positivos y demostraron que hay un gran potencial en el Caribe costa afuera. Sin embargo, para desarrollar una cuenca petrolífera hay que mantener un buen ritmo de inversiones. El año pasado se perforaron cinco pozos, pero este año ninguno”, dijo Cabrales. (Le puede interesar Gas natural, con futuro mundial y débil producción local).

La ministra explicó que una de las causas que han demorado el proceso de Gorgon está relacionada con la minuta offshore. “Había una discusión que tomó un tiempo importante respecto a la minuta offshore”, dijo. Luego de intensas discusiones, el consejo directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) aprobó el nuevo modelo de contrato para exploración y explotación de petróleo y gas en Colombia en áreas costa afuera (off shore).

“Están pendientes decisiones importantes del Gobierno que se han demorado varios años, como la nueva minuta del contrato offshore y los términos de referencia para las licencias ambientales de este tipo de proyectos. Espero que este nuevo gobierno retome esa agenda, de lo contrario vamos a perder el interés de las compañías por invertir en esa cuenca”, dijo Cabrales.