Cuando un tema eminentemente técnico se degrada a mera discusión mediática de posiciones ideológicas y políticas irreconciliables sobre qué bando o actor tiene la razón, o quién tiene la culpa, sin analizar y entender las causas raíces del problema, producto de acciones, omisiones, políticas y decisiones del pasado reciente y lejano, conocidas por todos, pero, a veces, convenientemente omitidas, silenciadas e ignoradas, por corrección política o interés, así no vamos a llegar a ningún Pereira ni a encontrar la solución.

Algunos medios y analistas de prensa presentan datos relacionados con la preocupante caída de la producción de gas nacional en los últimos 3 años para asignar responsabilidades y culpas. Esta situación no fue ajena al reciente Congreso Naturgas 2025, realizado en la ciudad de Barranquilla del 9 al 11 de abril de este año, o por la anunciada salida de Shell de Colombia (y también del país vecino por las sanciones de EEUU).

Sin embargo, como se evidenciará, una revisión más completa y detallada, en un periodo mucho más representativo, por ejemplo, entre el año 2007 y 2023, con base en los datos oficiales y públicos de los reportes de reservas y producción de la ANH, permite concluir e identificar que el problema no es solo de ahora, es más, sus raíces más profundas están en lo que se hizo o se dejó de hacer en el pasado.

Como diría Jack, The Ripper, “vamos por partes…”:

Acciones pasadas que impactan todavía hoy el gas nacional

El ingeniero de petróleos y experto en hidrocarburos, Juan Gonzalo Castaño Valderrama expresó a Diariolaeconomia.com que para explicar y entender porque hoy Colombia está empezando a padecer las vicisitudes de un inminente déficit de gas, tema actual de legos, políticos, periodistas y expertos, hay que ver la siguiente línea de tiempo, eventos y decisiones.

Con el descubrimiento de los enormes volúmenes de gas en los campos de la Guajira, el país asumió a través de la empresa mixta PROMIGAS, fundada en 1974 con participación mayoritaria de ECOPETROL, la infraestructura de transporte, distribución y comercialización requerida para asegurar su desarrollo mediante su comercialización en la costa Atlántica en un principio a partir de 1977. La costa Atlántica ya contaba con una infraestructura básica y mercado gracias a los descubrimientos gasíferos de Jobo-Tablón y Cicuco en los años 50 y el Difícil en 1965, particularmente en Barranquilla y Cartagena.

El precio de venta del gas de Guajira fue regulado para el mercado, ligado al precio del fuel oil, con la Resolución 039 de 1975 del Ministerio de Minas y Energía, para asegurar al productor de gas una rentabilidad que incentivara a realizar la inversión en desarrollo y producción, después para proteger a los usuarios residenciales y pequeños comerciantes en el mercado interno. Dicha regulación se extendió después al gas de Opón y, parcialmente al gas de Cusiana y Cupiagua.

Tanto la política denominada “Gas natural para el cambio” de 1986 para la sustitución del fuel oil por gas natural y GNL, como el Plan de Gas (Documentos CONPES 2571 de 1991 y 2646 de 1993) permitieron la masificación y consolidación de un mercado maduro con infraestructura y recurso suficiente para atender una creciente demanda y número de usuarios en los sectores residencial, comercial, industrial y termoeléctrico.

El experto anotó que la vulnerabilidad por el apagón y racionamiento de energía de 1992 evidenció la necesidad de un respaldo al sistema hidroeléctrico nacional mediante generación térmica a carbón y gas natural. Se creo una infraestructura de generación que recibe un pago por disponibilidad y se activa solo en periodos de sequía y escasez de energía hidráulica, generando altos picos estacionales en la demanda de gas, precios elevados e incluso la necesidad de importación del recurso desde 2016.

Así mismo, la ley 142 de 1993 de servicios públicos domiciliarios que buscaba la libertad de empresa y competencia de los diferentes actores de la cadena de negocio bajo la supervisión y regulación y control del abuso de la posición dominante, incluyó al gas natural, su producción, comercialización y su distribución.

Con base en La Ley 226 de 1995 de Privatizaciones se obligó a vender la participación mayoritaria de ECOPETROL en PROMIGAS a la tristemente célebre ENRON, después de haber liderado y desarrollado exitosamente la infraestructura y el mercado de gas natural domiciliario en la Costa Atlántica por más de 20 años.

Con la Ley 401 de 1997 se escindieron los activos de transporte de gas de ECOPETROL y los contratos BOMT para la construcción de gasoductos y se creó la empresa industrial y comercial del estado, ECOGAS, para el transporte del gas natural, que fue posteriormente privatizada y vendida en el año 2.006 a la EEB.

El especialista expuso que mientras el rentable negocio de bajo riesgo del transporte, distribución y comercialización del gas natural prosperaba con esas medidas, no ocurrió lo mismo con su exploración, desarrollo y producción, a pesar de los estímulos.

Con la Ley 756 de 2002 se modificó el régimen de regalías aplicable a la explotación de recursos naturales no renovables. Para los nuevos descubrimientos de hidrocarburos y proyectos “incrementales” se modificó la regalía para la Nación del 20% sobre la producción de hidrocarburos por un porcentaje escalonado que iniciaba en el 8% hasta el 25% en función del nivel de producción, con un descuento adicional para crudos pesado y extrapesados y el gas. En el caso, una profundidad mayor a 1.000 pies, esa regalía sería del 60% del porcentaje escalonado correspondiente. Curiosamente el pozo Chuchupa 1 se encuentra a 12.200 pies de profundidad con una tabla de agua de 50 metros, con un promedio entre 8.200 y 11.500 pies para los demás pozos.

El 12 de noviembre de 2002 se encontraron Hugo Chávez y Álvaro Uribe en Santa Marta y acordaron la construcción por parte de Venezuela del gasoducto binacional Antonio Ricaurte para la exportación del gas desde la Estación Ballenas en la Guajira hasta al Estado del Zulia en Venezuela.

Según Amilkar Acosta, el Contrato de Asociación Guajira entre Texaco y Ecopetrol que debía revertir con todos sus activos (Pozos y Plataformas A y B, estación Ballenas) y reservas remanentes a ECOPETROL, en representación de la nación el 31 de diciembre de 2004, fue prorrogado hasta su límite económico con la firma de un contrato de producción incremental Catalina el 8 de febrero de 2003 con unas inversiones en pozos y facilidades de US$114,3 millones a cambio de unas reservas remanentes de 2,7 TCP, después de 26 años de explotación comercial.

De acuerdo con Gonzalo Castaño, en realidad no se trataba de producción incremental como sostuvo en su momento tanto la Contraloría como el Consejo de Estado, más bien del aceleramiento de la producción de reservas ya descubiertas remanentes de, al menos, 2,7 TPC, probadas e inventariadas desde un comienzo con un estímulo adicional gracias al descuento en el porcentaje de regalías de la ley del 2002 honrando la palabra “incremental” en el título del contrato.

De igual manera, según Amilkar Acosta, esa “pequeña” desavenencia se limó con la inclusión, por su iniciativa, de una cláusula de precios altos en favor de ECOPETROL. Recuérdese que el precio del gas de la Guajira era regulado para el mercado interno, no para su exportación.

Después de la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, con el Decreto 1760 de 26 de junio de 2003, se expide el documento CONPES 3245 del 15 de septiembre de 2003 en el cual se facultó a ECOPETROL para prorrogar los contratos de asociación vigentes hasta su límite económico, no ejercer el derecho de reversión a la terminación de su vigencia y duración en favor de la nación, por lo general a los 28 años, incluido el periodo de exploración y explotación.

De acuerdo con la CREG, desde el año 2005 se expidieron algunas resoluciones que modifican el funcionamiento del mercado de comercialización al por mayor del gas natural como la Resolución CREG 070 de 2006, 095 de 2008, 045 y 147 de 2009, para atender los cambios que ha enfrentado el balance entre oferta y demanda desde el año 2006, que han convertido al mercado en uno de vendedores, por la escasez de gas natural en firme a largo plazo.

El 12 de octubre de 2007. se inaugura el gasoducto binacional Antonio Ricaurte con una capacidad de hasta 500 MPCD y se inicia la exportación, que se estimaba hasta el 2012, momento en el que se esperaba importar gas venezolano hacia Colombia, pero, según el periódico el Colombiano, la exportación de unos 383 MPCD promedio a Venezuela se prorrogó hasta el 2015 a un precio libre, en total serían unos 1,12 TPC de gas colombiano.

Posteriormente, de acuerdo a la línea de tiempo indicada por el experto, en mayo de 2020, HOCOL, filial de ECOPETROL, tomó el control del 43% de participación de Chevron-Texaco en los campos Chuchupa-Ballena del antiguo Contrato de Asociación Guajira del 3 de mayo de 1974 o mejor de su prórroga con el contrato de Producción Incremental Catalina el 8 de febrero de 2003.

A 31 de diciembre de 2020 las reservas remanentes en la Guajira eran de 0,45 TPC. Según el informe de ECOPETROL a la SEC para el año 2020 se pagó $507.907 millones de pesos que a la tasa de cambio promedio de $3.621,27 por dólar representaron unos US$140 millones de dólares. Incluso unos US$25 Millones de dólares por encima de los US$114 millones que se comprometieron en la prórroga del Contrato de Asociación Guajira con contrato incremental Catalina en 2003, pero con 2,25 TPC menos de gas.

Las consecuencias y resultados de las prácticas del pasado

El especialista Gonzalo Castaño puntualizó que no ha habido un solo gran descubrimiento en los últimos 30 años. La principal razón del desabastecimiento del gas natural hoy es sencilla: en los últimos 30 años no se ha efectuado un solo descubrimiento significativo que permita reponer lo consumido en lo residencial, vehicular, comercial, industrial y térmico, además de lo exportado; con la consecuencia lógica e inevitable: el decrecimiento permanente de las reservas remanentes de gas, su producción y la relación reservas/producción, es decir el tiempo de autosuficiencia y abastecimiento con gas nacional.

El mayor descubrimiento de gas en Colombia por parte de la compañía Texaco, los Campos Chuchupa, Ballena y Riohacha en la Guajira, con unas reservas de más de 6 TPC, data de 1973, hace la friolera de 52 años. Su producción hoy según el reporte de la ANH es de 78 MMPCD, el 6% del total, y sus reservas probadas remanentes 1P son de 0,46 TPC, menos del 7% de sus reservas originales, aunque todavía representa el 19% del total del país reportado por la ANH a 31 de diciembre de 2023. Un yacimiento prácticamente agotado que alcanzó a tener una capacidad de producción de hasta 685.963 MBTUD.

El ingeniero aseveró que los llamados a reemplazarlos fueron los yacimientos de gas del piedemonte casanareño, Cusiana, Cupiagua, Pauto, Recetor y Floreña, de principios y mediados de los 90’s, hace más de 30 años. Hoy, su producción fiscalizada para el mes de febrero de este año de 813,4 MMPCD, más del 62% del total nacional y el 43% de las reservas probadas 1P del balance nacional a 31 de diciembre de 2023.

Lo que se ha logrado, de lejos, ni ha alcanzado ni ha sido suficiente para revertir la tendencia decreciente, como lo demuestran los datos de la ANH para el periodo 2016-2023.

Dentro de los datos de la ANH para el periodo 2007-2023, indicados por el experto se encuentra que se comercializaron 6,5 TPC, mientras solo se incorporaron 4,9 TPC de reservas probadas 1P, es decir ya faltan 1.6 TPC en la cuenta.

Lo realmente crítico y traumático es que en un periodo de prácticamente 17 años se incorporó 0,3 TPC de gas por nuevos descubrimientos, menos del 5% de lo consumido y el 6% de la reposición. El 94% restante del volumen de reposición corresponde a factores económicos, reclasificaciones y revaluaciones de técnicos y auditores sobre campos existentes, muchos de ellos hoy ya viejos, con un importante agotamiento y tal vez cercanos a su presión de abandono o relativamente pequeños y con poca o ninguna opción adicional de desarrollo o, lo que es prácticamente lo mismo, campos pequeños.

A diferencia de los campos de petróleo, el recobro del gas seco o principalmente metano como es el caso de la Guajira es principalmente primario y muy alto (hasta el 90% de su volumen original en sitio) y depende exclusivamente de la presión final de abandono. Por el mismo sendero, transitan hoy los campos del Piedemonte Casanareño, hoy operados por ECOPETROL.

Desde el punto de vista del especialista, en materia de hidrocarburos en todos los casos, el tamaño y la edad si importan. Hace mucho, pero mucho tiempo que todos debimos haber empezado a preocuparnos.

La realidad de los descubrimientos anunciados no ha cubierto con reservas y producción la expectativa de los anuncios de prensa.

La esperanza y expectativa generada recientemente con el anuncio de los resultados de la prueba extensa de producción del pozo Sirius 2 todavía tiene retos importantes tanto en la delimitación de sus volúmenes y reservas recuperables con base en los costos y riesgos asociados al desarrollo de la infraestructura necesaria y su manejo social y ambiental. Adicionalmente, la información técnica conocida y publicada en comunicados de prensa hasta ahora de dicha prueba, es insuficiente para poder concluir con contundencia desde la ingeniería de petróleos sobre su probable y real potencial, tal vez por razones de confidencialidad y manejo.

Petrobras, el operador y ejecutor de dicha prueba, hasta el momento se ha limitado a anunciar un gran potencial con datos de profundidad de la tabla de agua, distancia a la costa y a la ciudad de Santa Marta. No hay datos concretos públicos y oficiales de producción, potencial o índice de productividad encontrado en el pozo Sirius 2 en prueba extensa, espesores y presión en la o las formaciones productoras, etc. Sin esa información, concluir o inferir desde lo técnico, sobre el potencial real del descubrimiento es más un acto de fe y deseo para los especialistas.

Con el fin de aclarar unos datos curiosos y relevantes relacionados con el contrato Tayrona y el pozo en mención que dan una clara idea y ejemplo representativo de las dinámicas de estos negocios en Colombia se debe precisar que el contrato Tayrona se firmó el 13 de agosto de 2004 entre Petrobras, EXXON y ECOPETROL. Se estrenaba la gestión de la recién creada ANH con el decreto 1760 de 2003 para administrar el recurso petrolero nacional en el subsuelo.

El primer pozo perforado fue Orca 1 en el 2014, 10 años después de firmado el contrato, ya sin EXXON pero con Repsol, que venía de descubrir con ENI el Megayacimiento Perla con más de 10 TPC en Coro Venezuela en 2009. El pozo Orca 1 fue anunciado en la prensa como el mayor descubrimiento en 2014 en América Latina.

El pozo Uchuva 1 en 2022, ya sin Repsol, también fue anunciado en prensa como el mayor descubrimiento en Colombia desde hace 30 años.

De acuerdo con el reciente anuncio de ECOPETROL, se deberá esperar al menos otros 4 o 5 años para poder tener la película completa de la noticia y el first gas to market del anuncio relacionado con el pozo delimitador Sirius 2.
La otra gran esperanza de la anunciada provincia gasífera del offshore en el Caribe colombiano, también se está desinflando según la información publicada recientemente en prensa: Exclusivo: Shell venderá activos en Colombia y dejará de ser socio de Ecopetrol en negocio de gas natural, o Shell, otra de las grandes petroleras que se va de Colombia.

El especialista señala que sorprende una decisión de ese calibre sobre un área, Fuerte Sur y Fuerte Norte en la cuenca Sinú Offshore, hoy denominado Col 5, por donde han pasado, además de Shell, compañías de la talla de BHP Billiton y Anadarko (antes de ser comprada por OXY en 2019) por casi 20 años desde el año 2005 y se realizaron, no uno, sino varios anuncios de prensa con grandes descubrimientos en la nueva gran provincia gasífera del Offshore Colombiano: Los pozos exploratorios A3 Kronos 1 en 2015, Purple Angel y Gorgon 1 en 2017 en la era Anadarko-ECOPETROL , y el pozo Gorgon 2ST, delimitador en 2022, y Glaucus 1 en 2023 en la era Shell.

En todos los anuncios relacionados tanto en el área Tayrona (o Gua Off 0) como en Fuerte Norte y Fuerte Sur (o Col 5) por más de 10 años se ha asegurado y confirmado por parte de ECOPETROL la existencia de una inmensa Provincia Gasífera, cuyas moléculas, símil usado para el gas natural, todavía están pendientes de fluir, bien sea por gasoductos o por líneas de trasmisión. Lo que salga mejor y más rentable, pero que fluya.

¿Cuánto se invirtió en esos reiterados anuncios?

La mejor referencia y respuesta la ofrece la Asociación Colombiana de Petróleo ACP en su informe económico “Tendencias y Perspectivas del Sector Petróleo y Gas en Colombia” de agosto de 2024 con los siguientes gráficos:Según la ACP, solo en los últimos 10 años, entre 2014 y 2024, se han invertido en exploración y producción (E&P) la bicoca de US$47.48 mil millones de dólares. De ellos, US$10,51 mil millones corresponden a Exploración y se distribuyeron entre exploración en tierra firme (onshore) y costa afuera (offshore).

Los recursos asignados a la exploración costa afuera, (área verde), fueron destinados precisamente a la Provincia Gasífera del Caribe en los mencionados pozos con anuncios de grandes descubrimientos, que siguen pendientes de materializar. La principal inversión se da entre los años 2014 y 2015. Un nuevo impulso se da post pandemia entre los años 2022 y 2024, con al menos con un anuncio importante que se deberá estar materializando antes del 2030.

Y a todas estas, ¿el impacto de los contratos E&P y su prohibición?

De acuerdo con el experto en petróleo, es evidente e ingenuo pensar que, sin contratos E&P en sus diferentes modalidades, sin recursos técnicos ni financieros, sin compañías senior con know how y experiencia, se pueden descubrir, reponer y crecer los hidrocarburos consumidos, pero la evidencia muestra que, incluso contando con todos esos ingredientes y los astros alineados, no es suficiente.

Un seguimiento a la evolución histórica del mapa de tierras y sus áreas y contratos en el Geovisor de la ANH, permite concluir que los contratos no son garantía de descubrimiento y éxito.

De ser así, hoy se estarían recogiendo los frutos de contratos con compañías de primer nivel en áreas asignadas y exploradas desde el 2004, o incluso antes, con un pico importante en el número entre los años 2012 y 2017, especialmente en las cuencas del Caribe colombiano, Guajira y Sinú, que cuentan con el mayor cubrimiento de sísmica 2D y 3D en el país. Eso está mucho más allá de discursos sobre autosuficiencia y soberanía energética.

Como parte de sus consideraciones finales, Juan Gonzalo Castaño Valderrama manifestó que siempre quedará faltando el centavo para el peso en la materialidad de los descubrimientos al contrastar y validar los anuncios con los resultados cuando la limitación es de prospectividad y potencial de las cuencas del país.

Un manejo más técnico, sobrio, juicios y ponderado, antes que político, ideológico, mediático y publicitario, como ha sido más la regla que la excepción, es mucho más apropiado y provechoso.

La causa raíz real del desabastecimiento no tiene que ver tanto con firma o no de contratos, recursos, actividad sino, más bien, con decisiones no muy afortunadas, un manejo bastante mediático, fallas en planeación y prospectiva con poca eficiencia y eficacia en la inversión de los recursos que se complica aún más con una limitada prospectividad y potencialidad en el subsuelo.

No se pueden generar incentivos para estimular lo que ya se tiene ganado. Tampoco, parodiando a Warren Buffet, es apropiado regalar o vender muy barato para después comprar caro lo mismo o menos.

El presente y el futuro, por lo general son consecuencia y resultado de las acciones acertadas y no tanto del pasado como del hoy. Es de sabios reconocer y aprender de los errores del pasado y el presente.