En pleno siglo XXI, Colombia aún supervisa la producción de petróleo con archivos de Excel, que a diario suben a un sistema los encargados de las petroleras, proceso que está expuesto al error humano y cuyos datos no se pueden verificar de forma efectiva frente a lo que está ocurriendo en cada pozo.
Por ello, para fortalecer la fiscalización y tener certeza de las cifras, que sirven como base para calcular las regalías que deben pagar las petroleras al país (el año pasado sumaron unos 5 billones de pesos), la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) inició la implementación de un plan de monitoreo, en tiempo real, de las cantidades de crudo que se producen.
La iniciativa, que requirió un complejo trabajo de organización de datos y de procesos dentro de la entidad para la obtención de los mismos, comenzará a ser desplegada en su primera fase en las próximas semanas y abarcará 22 campos petroleros, que representan el 70 por ciento de la producción y el 56 por ciento de las reservas probadas, así como las principales 11 áreas productoras de gas, que hoy concentran el 90 por ciento de la extracción de este recurso y el 88 por ciento de sus reservas probadas.
El presidente de la ANH, Orlando Velandia Sepúlveda, le dijo a EL TIEMPO que en uso de las facultades de vigilancia y control que tiene la entidad, hoy se firmará una circular notificándoles a las empresas operadoras de estos campos que en el transcurso de año se comenzará a instalar una serie de sensores y medidores en diferentes puntos de cada área, los cuales reportarán la información en tiempo real a la ANH y operarán de forma independiente a los sistemas instalados por las petroleras, tanto a nivel tecnológico como de comunicaciones.
“Hoy no hay punto de comparación contra qué contrastar para determinar la certeza de cada dato reportado”, agregó.
A la fecha hay unos 7.000 pozos de producción de crudo, de los cuales 5.000 están dando la producción diaria para el cálculo de regalías.
En los 33 campos de la primera fase se instalarán 200 puntos de control entre agosto y diciembre, de tal manera que desde el 2018 se pueda medir en tiempo real y de forma centralizada, buscando corregir los errores y “disminuir los márgenes de incertidumbre de las mediciones actualmente utilizadas”, según indica la circular en mención.
Incluso, para noviembre la ANH confía en tener los primeros datos de los equipos instalados en los campos Costayaco (Putumayo), Casabe (Antioquia) y Chichimene (Meta), el primero operado por Gran Tierra Energy y los otros dos por Ecopetrol.
“Así como ocurre con el agua en las casas, es como ponerle un registro a los tubos petroleros. Si se intenta alterar, se sanciona y no necesito mandar a leer los datos, sino que estos llegan en línea”, agregó Velandia al indicar que hoy son 360 contratos activos para controlar.
No obstante, el proyecto abarcará solo las zonas en las que se extrae el 80 por ciento del petróleo del país, ya que no tiene sentido económico desplegar una gran tecnología para medir un campo que produce 10 barriles al día.
Para este fortalecimiento de la fiscalización, la ANH destinará 27.000 millones de pesos y en la primera fase, de los 33 campos, el monto asciende a 12.500 millones de pesos.
El presidente de la ANH, Orlando Velandia, recalcó que se está reforzando la fiscalización de los ingresos que debe recibir el país por la explotación de petróleo y gas, y que el equipo técnico de la entidad explica que las buenas prácticas en tecnificación de procesos muestran que el retorno de la inversión está entre el 0,02 por ciento y el 20 por ciento.
Y como el objetivo es obtener los datos de volumetría de crudo y gas, que son la fuente para liquidar las regalías, se puede estimar que frente a un monto de regalías pagadas en el 2016, de 5 billones de pesos, la iniciativa permitiría adicionar mínimo unos 100.000 millones de pesos en regalías cada año, pero la suma podría llegar hasta el billón de pesos, si se obtiene el mayor beneficio.
En la implementación de la primera fase, la ANH está próxima a hacer una licitación para adquirir equipos, canales de comunicación y el servicio y procesamiento de los datos en la nube, de la cual se bajarán a los equipos de la ANH, para que una vez con la matriz de validación que definan los expertos en fiscalización, se extrapolen los datos a analizar en la fiscalización y seguimiento.
Una vez la entidad valide los datos y encuentre una inconsistencia comprobable, primero pedirá que se corrija. Si persiste el asunto, ahí sí habría que tomar las medidas sancionatorias correspondientes.
La automatización del registro de producción de petróleo también será útil para otros asuntos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, entre ellos, las solicitudes de licencia ambiental, la apertura de un nuevo campo o la puesta en operación de un tanque.
“Vamos a llevar otro tipo de controles, entre ellos los ambientales, como el manejo de residuos o controles técnicos y la gestión de la operación de la petrolera”, indicó Orlando Velandia, presidente de la entidad.
Así, a la hora de tomar decisiones sobre asuntos por considerar del contrato, se determinaría si esto paraliza la operación y se podrá predecir cuánto podría dejar de recibir la Nación por un permiso ambien- tal o una consulta previa.
ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor Economía y Negocios
En Twitter: @omarahu
