La industria de hidrocarburos en Colombia no muestra señales de recuperación. Esta es la principal conclusión del reciente Informe de Taladros y Producción de Campetrol, publicado ayer.
La cantidad de equipos en operación ha disminuido en el 29%. Esto ha provocado la pérdida de 23.725 empleos, entre directos e indirectos. El informe también evidenció que, en el primer trimestre de 2024, la producción fiscalizada de petróleo registró un promedio de 773,9 mil de barriles por día, una disminución de 8,7 mil de barriles por día respecto al trimestre anterior.
Esos resultados se dan en la previa del informe anual de recursos y reservas, que revelará hoy la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Sobre esto y otros temas de la industria de hidrocarburos, EL COLOMBIANO conversó con Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol - Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía.
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Hace un mes hablaba de un millón de barriles perdidos por la caída en producción, ahora son más o menos 800.000 con las comparaciones anuales, ¿esto a quiénes impacta directamente?
“Efectivamente, en el último trimestre dejamos de producir 800.000 barriles, eso multiplicado por 80 dólares da por lo menos 64 millones de dólares menos para la economía colombiana. Eso impacta al Producto Interno Bruto, como vimos en el reporte del Dane para el primer trimestre del 2024, la extracción de petróleo decreció un 2,3% contra el último trimestre de 2023. Esto además se ve reflejado en que la actividad de taladros continúa sin levantar cabeza, de noviembre del 2022 a abril del 2024 hemos perdido 45 equipos y 23.000 empleos entre directos y directos. Lógicamente, estas familias no tienen los ingresos que hace unos meses sí tenían”.
Esta semana se conoció que el ministro de Hacienda ya puso sobre la mesa la meta de producir un millón de barriles día, como una medida para reactivar la economía, ¿eso cómo se logrará?
“Se logra con políticas públicas que incentiven a los operadores a desarrollar proyectos incrementales. Por decir algo, contratos en los que ya hicieron inversiones iniciales, con los cuales se adjudicaron esos bloques, ahora tienen oportunidades de inyectar agua, polímeros o hidrógeno para mejorar el factor de recobro, pasar del 15% al 20%; así como reducción de espacios entre pozos para perforar más metros.
Eso genera un costo adicional, pero hace que los pozos tengan rentabilidad así sea en 80 dólares el barril, por eso las empresas necesitan incentivos de regalías y de impuestos, facilitar las licencias ambientales, y volver estos proyectos de interés nacional para que se generen decisiones de país más rápidas y así se genere la utilización de taladros y equipos de workover para dinamizar el encadenamiento productivo, y volvamos a recuperar empleos y llegar al millón de barriles. El mensaje es que necesitamos subir la producción y generar ese incentivo para nuevas inversiones”.
En esa misma línea, se conocieron más detalles del borrador de la resolución de MinMinas para apretar esas áreas con baja actividad petrolera, ¿eso se sumaría a la estrategia del millón de barriles? ¿O es un paño de agua tibia en medio de la crisis?
“En parte, eso es lo que debemos hacer como país, facilitar para perforar pozos en bloques aledaños, que ya están licenciados, hacer más ágil la toma de decisiones en el tema del licenciamiento ambiental, pero es una parte. Necesitamos complementar con incentivos para motivar a las operadoras a que aceleren el factor de recobro con proyectos incrementales, eso no está en esa resolución. La ANH está preparando un documento sobre eso”.
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Ahora que habla de la ANH, este viernes entrega los resultados de reservas y producción del 2023, según sus proyecciones, ¿bajan, suben o se mantienen?
“Respetando la información oficial, debo decir que el mejor referente es el resultado de reservas en volúmenes que publicó Ecopetrol. Entonces, uno diría que las reservas no serán superiores a las del 2022 y que su impacto al menos va a estar representadas en la caída del precio que tuvimos entre 2022 y 2023, que fue casi del 20%. Esperamos mejores noticias, pero creemos que con lo que ya reportó Ecopetrol la tendencia será a la baja en el volumen de reservas probadas para el país. Esto da pie para que nos sentemos a revisar cómo podemos entre todos ser creativos para incentivar la actividad en el sector y no perder la autosuficiencia petrolera que tenemos hoy en día”.
Ecopetrol insiste en traer gas de Venezuela para las plantas térmicas de la Costa Caribe, ¿eso se hubiese evitado, si no se hubiera dejado de explorar?, o más bien, ¿es una medida para responder a la contingencia de demanda, mientras sacan el gas del Mar Caribe y del Piedemonte Llanero?
“Esto es interesante por efecto de los tiempos en la toma de decisiones. Por ejemplo, la decisión de construir la planta de regasificación del Caribe se tomó hace 10 años, si la hubiéramos aplazado, hoy en día, estaríamos en un racionamiento más fuerte que incluso el de 1991. Esa decisión responsable de hace una década hace que hoy tengamos bienestar en energía y la posibilidad de que no se paralice la industria del país. El otro ejemplo es el bloque Caño Sur, en donde en los últimos dos años, ha crecido exponencialmente su producción de 2.000 y 3.000 barriles a 40.000 barriles. Ese contrato se firmó en el 2005, casi 20 años atrás, y el descubrimiento fue en el 2011, seis años después, y casi 15 años después estamos teniendo el pico de producción”.
En esa misma lógica, el freno que puso el Gobierno Petro en la política mineroenergética, ¿cuándo se sentirá?
“Las decisiones que tomemos hoy las veremos reflejadas entre 10 y 15 años, si fueron acertadas o no desde el punto de vista de seguridad energética. Por lo tanto, la decisión de suministrar gas de Venezuela, o de Permian o de Europa, tiene que ser responsable con base en la seguridad energética, eso quiere decir que las fuentes de energía no le pueden faltar al país. Lo otro es la soberanía energética, todos quisiéramos que el gas fuera colombiano, que decisiones de exploración de hace 10 años fueran mucho más agresivas. Aunque entre el 2010 y el 2014, se perforaron alrededor de 100 pozos exploratorio, pero en los últimos tres años no hemos pasado en promedio de 50 pozos exploratorios. Por lo tanto, necesitamos más exploración, más actividad y más capital de riesgo”.
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La IED, según BanRep, reveló que el sector de hidrocarburos registra la mayor contracción en abril por la salida de capital, ¿ese golpe en cuántos años se verá?
Ya estamos padeciendo ese impacto con la reducción del 46% en la actividad de taladros de perforación, teníamos 60, ahora son 28 o 32. Las empresas lógicamente con la política actual del Gobierno, que les genera incertidumbre, no les gusta que les cambien las reglas de juego en la mitad del partido. La industria global mira en donde hay incentivos para la inversión, como Argentina, Ecuador y México. Y no se diga si se abre Venezuela, de solo imaginarse cómo será la desbandada de la actividad en Colombia para ir a recuperar los 3 millones de barriles diarios que producía el vecino país. En otras palabras, los equipos y los servicios se mueven en donde se están requiriendo y ya compañías de taladro se están llevando los equipos para otros países.
Hasta la USO se ha unido a las mismas peticiones de los gremios del sector para que el Gobierno y Ecopetrol inviertan en aumentar la producción, ¿qué lectura tiene de estos llamados de atención?
Toca un tema relevante porque la producción de Ecopetrol tuvo récord en sus niveles, pero esto fue apalancado en un campo que se llama Permian, En Estados Unidos, pasó de producir 51.000 barriles en el 2023 a 85.000 barriles en 2024. Esto es gracias extracción no convencional basada en fracking; mientras que en Colombia bajo 17.000 barriles. Entonces lo que dicen los sindicatos tiene razonabilidad en el sentido en la medida en que la actividad y la inversión se quede en el país, que las operaciones en tierra sean acá, todas bienvenidas, porque del Permian no entre ni una regalía, ni mano de obra, ni inversión en Colombia.
Por eso, la invitación a los privados es a invertir en los activos que tiene Colombia, en especial en pozos maduros, para no perder autosuficiencia ni soberanía. Esto mueve la economía en los territorios y genera empleo.
