Liga B para atraer empresas petroleras pequeñas, la apuesta de la ANH

Desde el 2011, el contrato petrolero se ha venido estatizando, lo que ha significado que sea más complicado para el inversionista, advirtió el nuevo director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Luis Miguel Morelli, en diálogo con El Espectador. Hay que buscar que Colombia vuelva a ser competitiva en materia de exploración petrolera. En los últimos años, los inversionistas se dirigieron a México y a Brasil, sostiene. El funcionario anuncia la creación de una especie de Liga B para que entren en la búsqueda de crudo en el país las empresas medianas y pequeñas.

¿Usted qué cambios le haría al contrato petrolero actual?

En realidad, la competitividad no pasa solo por el documento contractual. La competitividad de Colombia requiere acciones en varios frentes. Los requisitos del acuerdo 02 son difíciles, en cuanto a que exigen que las compañías tengan unas condiciones operativas, financieras y técnicas bastante altas. Por ejemplo, para que una empresa sea operativa en Colombia requiere tener mínimo dos mil barriles diarios de producción, dos millones de barriles de reservas, cierta capacidad financiera y, además, haber realizado algunas actividades operativas en los últimos dos o tres años anteriores a la celebración de un contrato. Eso hace que muchas empresas que tienen recursos y capacidad técnica no puedan llegar a Colombia y se han concentrado en 10 u 11 que van por activos grandes. En el país hay muchos campos menores o pequeños que están inactivos, que no son negocios para las empresas grandes, porque tienen pocas reservas y baja producción en caso de que se reactiven.

¿Qué se requiere para revertir esa situación?

Nosotros queremos crear lo que hemos llamado coloquialmente la Liga B, para abrir las puertas a empresas júnior que puedan reactivar esos campos menores que están cerrados o improductivos. Para eso hay que modificar el acuerdo 02. El documento contractual es otro aspecto que hay que mejorar para que les permita a las partes que la actividad sea más flexible y no amarre a la ANH en el seguimiento y fiscalización de esos contratos.

¿Qué otros aspectos frenan la actividad?

Las exigencias ambientales han elevado los costos operatorios y han extendido los tiempos para iniciar las actividades exploratorias. Posteriormente, vienen los bloqueos de las comunidades a raíz de la modificación del acto legislativo de regalías al quitarles a las regiones productoras. Las comunidades y las mismas autoridades locales se han vuelto opositoras a la actividad exploratoria.

¿La ley de regalías del gobierno anterior fue mala?

Para la industria petrolera sí porque los municipios productores y los departamentos sienten que los dejaron al abandono del Estado, pero ya sin los recursos que recibían directamente, y eso ha generado oposición de las comunidades a la actividad petrolera.

En las regiones que usted ha visitado ¿qué le dicen del “fracking”?

En provincias petroleras como Barrancabermeja (Santander), el Meta, Puerto Wilches y Puerto Gaitán he encontrado que la posición en contra del fracking se ve más en las redes sociales y en los medios de comunicación que en las mismas comunidades. Una comunidad petrolera como Barrancabermeja, por ejemplo, sabe perfectamente que para su refinería se necesita el crudo. A raíz de que no se han firmado contratos de exploración y producción en los últimos años, la actividad exploratoria se redujo bastante. Este año no vamos a poder explorar 40 pozos y la meta era de 65.

¿Qué pasa con las reservas petroleras del país?

Las reservas de Colombia están en menos de 1.800 millones de barriles. Estamos consumiendo a un ritmo de 300 - 320 millones de barriles al año, de manera que tenemos reservas para menos de seis años.

¿Está amenazada la autosuficiencia petrolera?

Exacto. ¿Dónde hay reservas en Colombia? En el fracking. Tenemos por lo menos cuatro veces las reservas actuales del país en proyectos que hemos identificado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena y la cuenca de Cesar Ranchería, que son los departamentos de Cesar, Santander y una parte de La Guajira. En petróleo y gas las reservas en fracking deben estar mucho más allá de los 8.000 millones de barriles.

¿Usted se va a meter de lleno a los yacimientos no convencionales (YNC)?

La ministra de Minas y Energía ha establecido un comité de expertos ambientales y petroleros para que le presenten sus recomendaciones al gobierno nacional sobre qué hacer en los YNC.

Lea también:  Estos profesionales determinarán el futuro del fracking en Colombia

Lo que le puedo decir desde la ANH es que hemos encontrado que Colombia ha trabajado desde hace más de 10 años en la construcción de una normatividad bastante robusta para ejecutar la exploración de estos yacimientos. En estos momentos, por ejemplo, hay nueve contratos en el Valle Medio del Magdalena y en la cuenca del Cesar Ranchería. La actividad de YNC, de conformidad con los contratos suscritos, está en esos tres departamentos (Santander, La Guajira y Cesar), no más allá. Desde la ANH hemos dicho que nosotros estamos listos para la actividad exploratoria de los YNC y tenemos la certeza de que el fracking se puede hacer de manera responsable, protegiendo el medio ambiente, los cuerpos de agua y con el análisis muy claro y técnico que se ha hecho en diferentes países sobre el impacto que puede ocasionar.

¿Cuáles son los pasos a seguir?

Desde la ANH tenemos la legislación robusta, lista para la exploración, y nos gustaría que se pudiera ejecutar un proyecto piloto, el próximo año, de 12 pozos exploratorios que están listos para ser perforados, de manera que se avance con la etapa de exploración.

¿Cuáles son los efectos del pronunciamiento del Consejo de Estado?

Las normas que fueron suspendidas provisionalmente por el Consejo de Estado son normas técnicas que no están relacionada con el manejo ambiental contenidas en otras normas. Por eso el Ministerio de Minas presentó un recurso de súplica frente a esa decisión. Esperamos que el Consejo de Estado reconsidere esa decisión y que permita continuar con el proceso que se viene adelantando para implementar la exploración en los YNC, pero lo cierto es que en estos momentos no puede haber ninguna autorización relacionada con los yacimientos no convencionales, eso es claro.

¿Uno de los objetivos suyos es elevar la producción petrolera al millón de barriles?

Nosotros no nos hemos propuesto una meta específica de cifras porque tenemos que trabajar con la gestión que se hizo en el gobierno anterior. Si nosotros reactivamos la firma de contratos, si impulsamos el plan que tenemos de recobro mejorado, de producción incremental, si logramos firmar los contratos de exploración costa afuera, y si creamos la Liga B y podemos asignar unos campos menores que están inactivos, podemos subir la producción. Hay campos que no producen pero que con una buena inversión no tan grande podrían estar produciendo 1.000 barriles diarios; si conseguimos 50-60 campos de esos, subimos a 50-60.000 barriles la producción.

¿Qué se va a hacer para lograr esa reactivación?

Vamos a tomar medidas de choque para hacerlo, pero esas medidas no dan un resultado tan inmediato. Esperamos que al final del cuatrienio hayamos firmado una cantidad suficiente de contratos para recuperar la actividad exploratoria en Colombia y que junto a los campos menores podamos tener un incremento en la producción.

Desde el 2011, el contrato petrolero se ha venido estatizando, lo que ha significado que sea más complicado para el inversionista, advirtió el nuevo director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Luis Miguel Morelli, en diálogo con El Espectador. Hay que buscar que Colombia vuelva a ser competitiva en materia de exploración petrolera. En los últimos años, los inversionistas se dirigieron a México y a Brasil, sostiene. El funcionario anuncia la creación de una especie de Liga B para que entren en la búsqueda de crudo en el país las empresas medianas y pequeñas.

¿Usted qué cambios le haría al contrato petrolero actual?

En realidad, la competitividad no pasa solo por el documento contractual. La competitividad de Colombia requiere acciones en varios frentes. Los requisitos del acuerdo 02 son difíciles, en cuanto a que exigen que las compañías tengan unas condiciones operativas, financieras y técnicas bastante altas. Por ejemplo, para que una empresa sea operativa en Colombia requiere tener mínimo dos mil barriles diarios de producción, dos millones de barriles de reservas, cierta capacidad financiera y, además, haber realizado algunas actividades operativas en los últimos dos o tres años anteriores a la celebración de un contrato. Eso hace que muchas empresas que tienen recursos y capacidad técnica no puedan llegar a Colombia y se han concentrado en 10 u 11 que van por activos grandes. En el país hay muchos campos menores o pequeños que están inactivos, que no son negocios para las empresas grandes, porque tienen pocas reservas y baja producción en caso de que se reactiven.

¿Qué se requiere para revertir esa situación?

Nosotros queremos crear lo que hemos llamado coloquialmente la Liga B, para abrir las puertas a empresas júnior que puedan reactivar esos campos menores que están cerrados o improductivos. Para eso hay que modificar el acuerdo 02. El documento contractual es otro aspecto que hay que mejorar para que les permita a las partes que la actividad sea más flexible y no amarre a la ANH en el seguimiento y fiscalización de esos contratos.

¿Qué otros aspectos frenan la actividad?

Las exigencias ambientales han elevado los costos operatorios y han extendido los tiempos para iniciar las actividades exploratorias. Posteriormente, vienen los bloqueos de las comunidades a raíz de la modificación del acto legislativo de regalías al quitarles a las regiones productoras. Las comunidades y las mismas autoridades locales se han vuelto opositoras a la actividad exploratoria.

¿La ley de regalías del gobierno anterior fue mala?

Para la industria petrolera sí porque los municipios productores y los departamentos sienten que los dejaron al abandono del Estado, pero ya sin los recursos que recibían directamente, y eso ha generado oposición de las comunidades a la actividad petrolera.

En las regiones que usted ha visitado ¿qué le dicen del “fracking”?

En provincias petroleras como Barrancabermeja (Santander), el Meta, Puerto Wilches y Puerto Gaitán he encontrado que la posición en contra del fracking se ve más en las redes sociales y en los medios de comunicación que en las mismas comunidades. Una comunidad petrolera como Barrancabermeja, por ejemplo, sabe perfectamente que para su refinería se necesita el crudo. A raíz de que no se han firmado contratos de exploración y producción en los últimos años, la actividad exploratoria se redujo bastante. Este año no vamos a poder explorar 40 pozos y la meta era de 65.

¿Qué pasa con las reservas petroleras del país?

Las reservas de Colombia están en menos de 1.800 millones de barriles. Estamos consumiendo a un ritmo de 300 - 320 millones de barriles al año, de manera que tenemos reservas para menos de seis años.

¿Está amenazada la autosuficiencia petrolera?

Exacto. ¿Dónde hay reservas en Colombia? En el fracking. Tenemos por lo menos cuatro veces las reservas actuales del país en proyectos que hemos identificado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena y la cuenca de Cesar Ranchería, que son los departamentos de Cesar, Santander y una parte de La Guajira. En petróleo y gas las reservas en fracking deben estar mucho más allá de los 8.000 millones de barriles.

¿Usted se va a meter de lleno a los yacimientos no convencionales (YNC)?

La ministra de Minas y Energía ha establecido un comité de expertos ambientales y petroleros para que le presenten sus recomendaciones al gobierno nacional sobre qué hacer en los YNC.

Lea también:  Estos profesionales determinarán el futuro del fracking en Colombia

Lo que le puedo decir desde la ANH es que hemos encontrado que Colombia ha trabajado desde hace más de 10 años en la construcción de una normatividad bastante robusta para ejecutar la exploración de estos yacimientos. En estos momentos, por ejemplo, hay nueve contratos en el Valle Medio del Magdalena y en la cuenca del Cesar Ranchería. La actividad de YNC, de conformidad con los contratos suscritos, está en esos tres departamentos (Santander, La Guajira y Cesar), no más allá. Desde la ANH hemos dicho que nosotros estamos listos para la actividad exploratoria de los YNC y tenemos la certeza de que el fracking se puede hacer de manera responsable, protegiendo el medio ambiente, los cuerpos de agua y con el análisis muy claro y técnico que se ha hecho en diferentes países sobre el impacto que puede ocasionar.

¿Cuáles son los pasos a seguir?

Desde la ANH tenemos la legislación robusta, lista para la exploración, y nos gustaría que se pudiera ejecutar un proyecto piloto, el próximo año, de 12 pozos exploratorios que están listos para ser perforados, de manera que se avance con la etapa de exploración.

¿Cuáles son los efectos del pronunciamiento del Consejo de Estado?

Las normas que fueron suspendidas provisionalmente por el Consejo de Estado son normas técnicas que no están relacionada con el manejo ambiental contenidas en otras normas. Por eso el Ministerio de Minas presentó un recurso de súplica frente a esa decisión. Esperamos que el Consejo de Estado reconsidere esa decisión y que permita continuar con el proceso que se viene adelantando para implementar la exploración en los YNC, pero lo cierto es que en estos momentos no puede haber ninguna autorización relacionada con los yacimientos no convencionales, eso es claro.

¿Uno de los objetivos suyos es elevar la producción petrolera al millón de barriles?

Nosotros no nos hemos propuesto una meta específica de cifras porque tenemos que trabajar con la gestión que se hizo en el gobierno anterior. Si nosotros reactivamos la firma de contratos, si impulsamos el plan que tenemos de recobro mejorado, de producción incremental, si logramos firmar los contratos de exploración costa afuera, y si creamos la Liga B y podemos asignar unos campos menores que están inactivos, podemos subir la producción. Hay campos que no producen pero que con una buena inversión no tan grande podrían estar produciendo 1.000 barriles diarios; si conseguimos 50-60 campos de esos, subimos a 50-60.000 barriles la producción.

¿Qué se va a hacer para lograr esa reactivación?

Vamos a tomar medidas de choque para hacerlo, pero esas medidas no dan un resultado tan inmediato. Esperamos que al final del cuatrienio hayamos firmado una cantidad suficiente de contratos para recuperar la actividad exploratoria en Colombia y que junto a los campos menores podamos tener un incremento en la producción.