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Las razones para una ronda petrolera en plena transición energética

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El Gobierno aspira a asignar al menos unos 15 bloques, con inversiones mínimas de US$ 220 millones.El Gobierno aspira a asignar al menos unos 15 bloques, con inversiones mínimas de US$ 220 millones.Aunque para muchos puede ser contradictorio que mientras que el país inició un proceso de transformación energética, impulsando nuevas fuentes como el sol y el viento, por el otro lado esté proyectando una nueva subasta de bloques petroleros, hay cuatro razones de fondo para que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) haya decidido adelantar la Ronda Colombia 2021, en la que se ofrecerá inicialmente un portafolio de 28 bloques.
 
El proceso competitivo, que será presentado oficialmente en junio, tendrá varias novedades, como el ofrecimiento de ocho áreas para evaluación técnica, de las cuales cuatro están ubicadas en el océano Pacífico, frente a las costas de los departamentos de Valle, Cauca y Nariño; tres más, en tierra, en el departamento del Chocó, en tanto que una más se localiza también en el mar, pero en el golfo de Urabá.
La oferta la complementan 20 áreas de exploración y producción, en zonas ya maduras para crudo liviano, gas natural y crudo pesado. Y del total de 28 bloques que se ofrecerán, hay 9 áreas con potencial de gas, y las 19 restantes, para petróleo.
 
Según Alejandro Niño, vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos de la ANH, en el documento Conpes de transición energética que el Gobierno está construyendo ya se ha planteado que hay una importante ventana para el petróleo y el gas en esa transformación.
 
En ese sentido, el funcionario explica que, en primer lugar, el gas será, sin duda, el energético que acompañará y permanecerá luego de la transición, al ser un hidrocarburo de respaldo que siempre debe estar disponible para cualquiera de las fuentes nuevas de energía, bien sea eólica o fotovoltaica, pero también para el desarrollo del hidrógeno (verde y azul), dado su menor nivel de emisiones en el medioambiente.
Adicionalmente, y en vista de que hay una ventana de tiempo de entre 20 y 40 años para el pico de demanda de hidrocarburos, un segundo frente de acción son las iniciativas con las que las grandes compañías petroleras y los gobiernos de países productores se han comprometido para reducir sus emisiones de carbono.
 
Y, de acuerdo con Niño, la industria de los hidrocarburos tendrá el papel de acompañar el desarrollo de los nuevos energéticos, al igual que generar los millonarios ingresos para que efectivamente la transición se realice de forma progresiva.
 
Para la Ronda Colombia 2021, el equipo técnico de la ANH ha estimado preliminarmente (las cifras se revisan de forma constante) que con los bloques ofrecidos habría en recursos prospectivos recuperables, bajo un escenario de 50 por ciento de probabilidad, unos 12,5 terapiés cúbicos en gas, para continuar con la estrategia luego de que varios contratos de evaluación técnica se transformaron en contratos de exploración y producción. Esta cifra se complementa con 0,63 terapiés cúbicos de recursos prospectivos de gas en tierra, para un total recuperable de 12,88 terapiés cúbicos.
 
Y en cuanto a crudo, hay un total prospectivo de 1.661 millones de barriles, de los cuales 1.074 millones de barriles están en costa afuera y 607, en tierra.
Adicionalmente, como complemento de la ronda, la ANH ya inició la revisión del estado de 90 áreas en exploración y 20 en producción, con el objetivo de determinar cuáles pueden incorporarse pronto al mapa de tierras, y se prevé que una tercera parte de estas –alrededor de 35– estén disponibles para que las compañías las postulen.
 
En las 28 áreas que ofrecerá la ANH hay bloques en cuencas emergentes, áreas de frontera y campos maduros, con una oferta diversa para diferentes tipos de interés de inversionistas de la industria de petróleo y gas.
 
De acuerdo con Niño, hay cinco que son costa afuera, tanto en el Caribe como en el Pacífico, con potencial de gas y petróleo, y ocho más dentro del valle inferior y el valle superior del Magdalena para gas y condensado, que es fundamental para el proceso de transición energética.
También hay 12 más en territorio continental, distribuidos entre el Chocó, valle medio del Magdalena, cuenca Sinú-San Jacinto, y Llanos, para crudo liviano. Y hay otros tres bloques para crudo pesado en la cuenca de los Llanos.
 
“La oferta en cuanto a características del hidrocarburo es amplia, tanto costa afuera como continental, y en las diferentes cuencas donde ha existido y también donde existe potencial de exploración y producción”, indicó el vicepresidente de Contratos de la ANH.
 
La ANH proyecta que de las 28 áreas, y dependiendo del ritmo de incorporación de nuevos bloques, en el proceso de este año se pueda lograr la asignación de alrededor de 15 bloques, cifra coherente con lo que ya se vio en los primeros ciclos adelantados bajo el proceso permanente de asignación de áreas. En cuanto a inversiones, el equipo técnico de la entidad ha hecho unos ejercicios que dan un resultado de alrededor de 220 millones de dólares para la primera fase, de los cuales 54 millones estarían en costa afuera y 170 millones estarían en tierra.
 
A impulsar la búsqueda de nuevos recursos
 
Tras el bajón del año pasado, la ANH tiene claro que tanto la ronda como los cambios tras la pandemia buscan mantener la perforación exploratoria, único camino para subir las reservas e incrementar la producción. “Nos interesa mucho alinear los incentivos hacia la perforación, y eso requiere apoyo del mecanismo de asignación y que las empresas puedan ajustar su oferta de participación adicional en la producción”, dijo Alejandro Niño, vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos.
 
En el 2020, el país cerró con 18 pozos exploratorios perforados, y se estima que en 2021 la cifra puede ser de 35 a 40 pozos, de los cuales, con corte al 18 de abril, ya iban cuatro, aspecto que será un motor de reactivación en las regiones productoras.
Y en cuanto a exploración sísmica, la mayor actividad que ha desplegado la industria este año da cuenta de 491,28 kilómetros equivalentes en 2D, con corte al 18 de abril, mientras que el año pasado la cifra cerró en 282,79 kilómetros equivalentes.
 
Aunque para muchos puede ser contradictorio que mientras que el país inició un proceso de transformación energética, impulsando nuevas fuentes como el sol y el viento, por el otro lado esté proyectando una nueva subasta de bloques petroleros, hay cuatro razones de fondo para que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) haya decidido adelantar la Ronda Colombia 2021, en la que se ofrecerá inicialmente un portafolio de 28 bloques.
 
El proceso competitivo, que será presentado oficialmente en junio, tendrá varias novedades, como el ofrecimiento de ocho áreas para evaluación técnica, de las cuales cuatro están ubicadas en el océano Pacífico, frente a las costas de los departamentos de Valle, Cauca y Nariño; tres más, en tierra, en el departamento del Chocó, en tanto que una más se localiza también en el mar, pero en el golfo de Urabá.
 
La oferta la complementan 20 áreas de exploración y producción, en zonas ya maduras para crudo liviano, gas natural y crudo pesado. Y del total de 28 bloques que se ofrecerán, hay 9 áreas con potencial de gas, y las 19 restantes, para petróleo.
 
Según Alejandro Niño, vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos de la ANH, en el documento Conpes de transición energética que el Gobierno está construyendo ya se ha planteado que hay una importante ventana para el petróleo y el gas en esa transformación.
 
La oferta en cuanto a características del hidrocarburo es amplia, tanto costa afuera como continental, y en las diferentes cuencas donde ha existido y también donde existe potencial
 
En ese sentido, el funcionario explica que, en primer lugar, el gas será, sin duda, el energético que acompañará y permanecerá luego de la transición, al ser un hidrocarburo de respaldo que siempre debe estar disponible para cualquiera de las fuentes nuevas de energía, bien sea eólica o fotovoltaica, pero también para el desarrollo del hidrógeno (verde y azul), dado su menor nivel de emisiones en el medioambiente.
 
Adicionalmente, y en vista de que hay una ventana de tiempo de entre 20 y 40 años para el pico de demanda de hidrocarburos, un segundo frente de acción son las iniciativas con las que las grandes compañías petroleras y los gobiernos de países productores se han comprometido para reducir sus emisiones de carbono.
 
Y, de acuerdo con Niño, la industria de los hidrocarburos tendrá el papel de acompañar el desarrollo de los nuevos energéticos, al igual que generar los millonarios ingresos para que efectivamente la transición se realice de forma progresiva.
 
Las metas del proceso
 
Del total de 28 bloques que se ofrecerán, hay 9 áreas con potencial de gas, y las 19 restantes, para petróleo.
 
Para la Ronda Colombia 2021, el equipo técnico de la ANH ha estimado preliminarmente (las cifras se revisan de forma constante) que con los bloques ofrecidos habría en recursos prospectivos recuperables, bajo un escenario de 50 por ciento de probabilidad, unos 12,5 terapiés cúbicos en gas, para continuar con la estrategia luego de que varios contratos de evaluación técnica se transformaron en contratos de exploración y producción. Esta cifra se complementa con 0,63 terapiés cúbicos de recursos prospectivos de gas en tierra, para un total recuperable de 12,88 terapiés cúbicos.
 
Y en cuanto a crudo, hay un total prospectivo de 1.661 millones de barriles, de los cuales 1.074 millones de barriles están en costa afuera y 607, en tierra.
 
Adicionalmente, como complemento de la ronda, la ANH ya inició la revisión del estado de 90 áreas en exploración y 20 en producción, con el objetivo de determinar cuáles pueden incorporarse pronto al mapa de tierras, y se prevé que una tercera parte de estas –alrededor de 35– estén disponibles para que las compañías las postulen.
 
En las 28 áreas que ofrecerá la ANH hay bloques en cuencas emergentes, áreas de frontera y campos maduros, con una oferta diversa para diferentes tipos de interés de inversionistas de la industria de petróleo y gas.
 
De acuerdo con Niño, hay cinco que son costa afuera, tanto en el Caribe como en el Pacífico, con potencial de gas y petróleo, y ocho más dentro del valle inferior y el valle superior del Magdalena para gas y condensado, que es fundamental para el proceso de transición energética.
 
También hay 12 más en territorio continental, distribuidos entre el Chocó, valle medio del Magdalena, cuenca Sinú-San Jacinto, y Llanos, para crudo liviano. Y hay otros tres bloques para crudo pesado en la cuenca de los Llanos.
 
“La oferta en cuanto a características del hidrocarburo es amplia, tanto costa afuera como continental, y en las diferentes cuencas donde ha existido y también donde existe potencial de exploración y producción”, indicó el vicepresidente de Contratos de la ANH.
 
La ANH proyecta que de las 28 áreas, y dependiendo del ritmo de incorporación de nuevos bloques, en el proceso de este año se pueda lograr la asignación de alrededor de 15 bloques, cifra coherente con lo que ya se vio en los primeros ciclos adelantados bajo el proceso permanente de asignación de áreas. En cuanto a inversiones, el equipo técnico de la entidad ha hecho unos ejercicios que dan un resultado de alrededor de 220 millones de dólares para la primera fase, de los cuales 54 millones estarían en costa afuera y 170 millones estarían en tierra.
 
A impulsar la búsqueda de nuevos recursos
 
Tras el bajón del año pasado, la ANH tiene claro que tanto la ronda como los cambios tras la pandemia buscan mantener la perforación exploratoria, único camino para subir las reservas e incrementar la producción. “Nos interesa mucho alinear los incentivos hacia la perforación, y eso requiere apoyo del mecanismo de asignación y que las empresas puedan ajustar su oferta de participación adicional en la producción”, dijo Alejandro Niño, vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos.
 
 
En el 2020, el país cerró con 18 pozos exploratorios perforados, y se estima que en 2021 la cifra puede ser de 35 a 40 pozos, de los cuales, con corte al 18 de abril, ya iban cuatro, aspecto que será un motor de reactivación en las regiones productoras.
Y en cuanto a exploración sísmica, la mayor actividad que ha desplegado la industria este año da cuenta de 491,28 kilómetros equivalentes en 2D, con corte al 18 de abril, mientras que el año pasado la cifra cerró en 282,79 kilómetros equivalentes.
 
 
ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor de Economía y Negocios
 
 

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