Reservas de petróleo y gas en Colombia: retos y oportunidades para la autosuficiencia energética en el corto y mediano plazo

Agosto 10 de 2021 | Tiempo de lectura: 3 minutos.


Ø  En 2020 las reservas probadas de petróleo en Colombia fueron de 1.816 millones de barriles, lo cual representa una disminución de 11% con respecto a los 2.041 millones de barriles alcanzados por el país en 2019.

Ø El horizonte de autosuficiencia de petróleo quedó estable en 6,3 años, debido principalmente a la disminución registrada en la producción de crudo (12% anual).

El pasado mes de junio fue anunciado, por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el balance de reservas de petróleo y gas de Colombia con corte al 31 de diciembre de 2020. Este informe generó mucha expectativa en el sector, debido principalmente a que se evidenciarían los efectos que tuvo la coyuntura del COVID-19 sobre las reservas probadas, las cuales ya venían bajo una tendencia negativa desde 2015.

En efecto, las reservas probadas de petróleo de Colombia para 2020 fueron de 1.816 millones de barriles, lo cual refleja una disminución de 11% con respecto al volumen de reservas alcanzado en 2019 (2.041 millones de barriles). Con estos resultados, el horizonte de autosuficiencia del país quedaría estable en 6,3 años.

Si bien estos resultados son particularmente alentadores, pues la caída en los volúmenes de reservas estuvo por debajo del decrecimiento del 32% en el precio del barril promedio de 2020, permanece la incertidumbre causada por el preocupante periodo de autosuficiencia que aún mantiene el país. 

Cabe destacar que, el índice de reemplazo de reservas para 2020 fue del 21%, por lo que, se repuso alrededor de la quinta parte de la producción anual, mientras que, en 2019 este índice fue de 126%, ya que, en ese año se realizaron las incorporaciones necesarias para reemplazar el total producido. Estas incorporaciones fueron en total de 61 millones de barriles para 2020, y en su mayoría fueron producto de los proyectos de recobro mejorado (EOR) puestos en marcha en las cuencas de los Llanos Orientales y el Valle Medio del Magdalena, en comparación con las nuevas incorporaciones, que fueron de cinco millones de barriles.

Con respecto a la distribución de estas reservas, el 70% de los volúmenes se encuentran concentrados en los departamentos de Meta y Casanare, seguidos por Santander, Boyacá y Arauca, que suman el 16,9% del total. Un reparto parecido se puede observar por campos, ya que los 17 principales campos concentran el 70% de las reservas del país, y los siete primeros campos con las mayores reservas del país pertenecen a la cuenca de los Llanos Orientales.

De acuerdo con los pronósticos de agotamiento de las reservas del país, teniendo en cuenta el comportamiento de los yacimientos, los volúmenes de petróleo actuales se consumirían totalmente en 2057, mientras que en 2024 se tendría una producción menor de 600 mil barriles, lo que implicaría una reducción en los ingresos que recibe el país por el sector petrolero. Así mismo, en 2027 la producción de petróleo se encontraría por debajo de los 375 mil barriles que se consumen en promedio el país diariamente, lo que implicaría perder la capacidad de exportación y sus ingresos, así como la necesidad importación de crudo para abastecer la demanda interna de combustibles.

Por otro lado, las reservas de gas para 2020 se ubicaron en 2.949 Giga pies cúbicos (GPC), lo que representa una disminución de 6,8% con respecto a los 3.163 GPC alcanzado en 2019. Bajo estos resultados, el horizonte de autosuficiencia para gas resultó en 7,7 años, por debajo de los 8,1 años obtenidos en 2019.

Este es un escenario preocupante debido a que, por un lado, desde 2014 se mantiene una tendencia decreciente en el nivel de reservas y, por otro lado, se espera un crecimiento en el tamaño del mercado interno de gas colombiano congruente con la transición energética global, por lo que, se deberían tener los recursos suficientes para apalancar este crecimiento.

 

Así mismo, de acuerdo con el balance de reservas, durante 2020 se incorporaron 18 GPC debido a los campos La Belleza (VIM) y Azogue (LLA), a diferencia de 2019, año en el que no hubo nuevas incorporaciones de gas natural. En este balance se incorporan adicionalmente 69 GPC por cuenta de EOR en los campos del Piedemonte Llanero.

Al igual que en el caso del petróleo, al considerar la curva de agotamiento de las reservas actuales, en 2024 la producción proveniente de las reservas P1 sería de 903 MPCD, lo que estaría por debajo de los niveles de demanda que requeriría el país para ese año. La UPME proyecta que, para ese año, la demanda de gas sea superior a los 1.100 MPCD, por lo que, sería necesario importar alrededor de 200 MPCD, incrementando así, el costo del servicio.

Fuentes de incorporación de nuevas reservas

Si bien la situación actual de reservas es preocupante, el país aún cuenta con recursos importantes que pueden ser aprovechados para garantizar la autosuficiencia energética en el corto y mediano plazo, así como impulsar la transición energética ordenada.

Por un lado, de acuerdo con el más reciente Informe de Recursos y Reservas de la ANH, Colombia posee recursos contingentes 1.924 MMBO de petróleo y 2.636 GPC de gas. En los resultados se especifica que las principales contingencias reportadas en el caso del crudo fueron económicas (44%), debido a la crisis del precio del petróleo, la cual afectó principalmente a campos con altos costos de levantamiento como aquellos campos de crudo pesado y con proyectos de Recobro Mejorado (EOR).

Sin embargo, el 37% de los recursos reportados presentan una contingencia de tipo ambiental, social, legal o contractual. Lo anterior implica que, de poder acelerar los procesos de licenciamiento ambiental y los programas de evaluación, así como disminuir la conflictividad social, podrían permitirle a la industria agregar 708 MMBO en nuevas reservas de petróleo (un incremento de 39% con respecto a la base actual).

No obstante, en el caso del gas natural el factor económico representa alrededor del 10% de todo el recurso, mientras que, el 81% de todas las contingencias son ambientales, sociales, legales o contractuales. En este sentido, de mitigar estos factores se agregarían otros 2.133 GPC a las reservas de gas del país, impulsando así, un incremento del 72% frente al valor de reservas de 2020.

Otra fuente importante de reservas para el país es la exploración continental, ya que de acuerdo con el último informe de Yet To Find del país, aún se encuentran 6.770 MMBOE que se pueden descubrir y recuperar, siendo las regiones del Valle Medio del Magdalena, Llanos Orientales y Valle Inferior del Magdalena las que tienen el mayor potencial dentro de las cuencas maduras (43% de todo el Yet To Find). Para poder aprovechar estos recursos se hace necesario reactivar la adquisición sísmica y la perforación de pozos exploratorios, ya que es la única forma de descubrir nuevas reservas.

De igual forma, el offshore es otra posible fuente de recursos para el país, principalmente de gas natural. En efecto, el potencial de incorporación de reservas de estos yacimientos es de 1.691 MMBOE, equivalentes de 9,6 TPC de gas, alrededor del triple de reservas que se reportaron para 2020 en este hidrocarburo. Estos volúmenes se concentran principalmente en las cuencas Colombia y Sinú Offshore, que suman más del 84% de toda la prospectividad.

Por otro lado, Colombia cuenta con un alto potencial para incrementar el factor de recobro de sus campos. Actualmente el país tiene un Petróleo Original En Sitio (POES) o recursos totales descubiertos de 65.651 MMBO, mientras que la producción acumulada, sumada a las reservas 3P serían de 13.659 MMBO, dando como resultado un factor de recobro de 20,8%, que se encuentra por debajo del promedio global del 34%.

Impulsar los proyectos de recobro mejorado podría darle al país una fuente importante de volúmenes de petróleo. Lo anterior se fundamenta en que, si se incrementa en 1% del factor de recobro del país, se podrían agregar más de 650 MMBO. Adicionalmente, al ser proyectos que se presentan en campos con reservas ya descubiertas, el riesgo económico es menor y la implementación del proyecto puede demorar entre dos y tres años hasta registrar la producción incremental. Este es un valor bajo en comparación con los ocho años que demora en promedio el ciclo exploratorio en los yacimientos nacionales.

Por último, los yacimientos no convencionales (YNC) se han convertido en una oportunidad atractiva para la incorporación de reservas en Colombia. El potencial calculado para este tipo de recursos sería de entre 4.000 y 7.400 MMBO de crudo y entre 4 y 29 TPC de gas. Así mismo, el mayor potencial se podría observar en la cuenca del Valle Medio del Magdalena, región con más de 100 años de desarrollo de la industria.

Será primordial impulsar la puesta en marcha de los Proyectos Piloto de Investigación Integral, que permitan obtener información confiable y transparente para validar y ajustar los supuestos de la línea base en sus aspectos ambientales, sociales y técnicos. Así mismo, es importante insistir en su carácter experimental e investigativo.

Finalmente, desde la Cámara aplaudimos los esfuerzos realizados por el Gobierno Nacional, en cabeza del Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, para mantener la competitividad del sector durante la coyuntura y evitar consecuencias de mayor magnitud. En este sentido, los resultados de las reservas publicados traen consigo nuevos retos para la autosuficiencia petrolera del país en el corto y mediano plazo, y para los que debemos trabajar juntos, Gobierno, Industria y Territorio en pro de mantener al sector petrolero como un jalonador del desarrollo regional sostenible, y una fuente importante para la estabilidad macroeconómica del país.

En caso de cualquier duda o comentario, por favor comunicarse con Felipe Romero, Analista Técnico, al correo: analistatecnico@campetrol.org

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Autores

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