El país se quedaría sin crudo para sus refinerías en 2022: ACP

Colombia requiere inversiones anuales de US$7.000 millones durante 10 años; de lo contrario, en 2022 la producción diaria caería a 400 mil barriles.

La falta de inversiones en el mercado del petróleo.

Este año es más latente el problema del sector petrolero: caen las inversiones y se consumen más reservas de lo que se produce.

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Economía
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Portafolio
junio 01 de 2016 - 11:12 a.m.
2016-06-01

La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), que agremia a las empresas extractoras de hidrocarburos, lanzó este miércoles un SOS a la industria del ramo y al Gobierno, al afirmar que si no se revierte la tendencia actual de disminución de las reservas de crudo, en solo seis años el país tendría que comenzar a importarlo para abastecer sus refinerías.

El problema es que se tendrían que realizar inversiones por 7.000 millones de dólares anuales durante una década (en total 70.000 millones), algo que bajo las condiciones presentes es poco probable. De hecho, para este año las compañías del sector planearon desembolsar poco más de 3.800 millones de dólares (620 millones en exploración y 3.200 en explotación) y la ACP duda mucho de que esa meta se cumpla.

El presidente del gremio, Francisco José Lloreda, cuestionó el balance presentado el 20 de mayo pasado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos en el cual concluye que Colombia cuenta con un gran potencial para ver crecer sus reservas probadas y aumentar más la producción.

Según Lloreda, ese optimismo es infundado porque parte de meter en un mismo ‘costal’ las reservas probadas con otras modalidades cuya viabilidad aún es incierta.

En cambio, llamó la atención sobre las consecuencias que podrá tener en la producción del 2016 el que las reservas hayan bajado en un 13% con relación al 2015. Apuntó que mientras se extrajeron 366 millones de barriles solo se incorporaron a las reservas 87 millones.

Según él, la caída no obedece solo a los bajos precios internacionales, sino que el declive de la inversión viene de varios años atrás, lo que se ha reflejado en menos área explorada mediante sísmica, menos pozos en exploración y menos taladros en acción.

En el 2015 hubo 2,2 millones de kilómetros equivalentes sometidos a sísmica y 750 pozos en desarrollo. Para este año se habían programado 450 pozos, pero a la fecha apenas se han desarrollado 40 (en mayo del 2015 ya había 250) y no hay ni un kilómetro en exploración.

“El país requiere entre 900 y 1.000 pozos de desarrollo al año para mantener la producción y en parte por esa merma es que ha caído la extracción”, apuntó Lloreda.

La producción de petróleo promedio para el 2016 se estima en 940 mil barriles diarios y en un cálculo que la ACP califica de optimista, habla de que en el 2017 estaría por los 900 mil barriles, siendo incluso menos si el precio internacional no colabora. Los años posteriores bajaría hasta menos de 400 mil barriles/día hasta el 2022, con lo cual no alcanzaría a cubrir los requerimientos de las plantas refinadoras de Cartagena y Barrancabermeja.

El único camino posible para que eso no se dé, de acuerdo con Lloreda, sería incorporar 1.300 millones de barriles nuevos a las reservas mediante el mejor aprovechamiento de los campos existentes con más tecnología, nuevos emprendimientos, el desarrollo de la producción offshore (costa afuera) y no convencional (fracking).

Medidas urgentes

“El país no puede darse el lujo de esperar a que se reactiven los precios el crudo para tomar las medidas urgentes que se requieren”, dijo.

En su concepto, el impulso a esa inversión que se precisa, pasa por incluir en la reforma tributaria que estudia el Gobierno un régimen tributario menos oneroso para el sector, que lo haga más competitivo, con seguridad jurídica y económica, así como por garantizar que no se darán bloqueos ni interrupciones en la actividad de los pozos por problemas de orden público.

Por su parte, Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol –el gremio de las compañías que ofrecen servicios a las petroleras– comparte la visión de Lloreda, aunque resaltó que la responsabilidad de reactivar la exploración también es de las firmas extractoras.

“Es cierto que Ecopetrol tiene el 80 por ciento de la operación de los campos petroleros, pero el otro 20% de las empresas que representa la ACP tiene también el liderazgo y la obligación de iniciar procesos de sísmica y exploración”, puntualizó.