'La gran apuesta en hidrocarburos son las cuencas costa afuera’

'La gran apuesta en hidrocarburos son las cuencas costa afuera’

El ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, dice, además, que no se le dará la espalda al carbón.

Diego Mesa, ministro de Minas y Energía

El ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, dijo que ha que garantizar que el estatuto de desabastecimiento de energía se aplique cuando sea necesario.

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Ministerio de Minas y Energía

Por: Ómar G. Ahumada Rojas
13 de julio 2020 , 10:05 p.m.

Si bien una de las principales metas del nuevo ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, es la reactivación sostenible con la transición energética como uno de sus ejes, ello no quiere decir que el potencial petrolero y gasífero del país pase a ser plato de segunda mesa, y en ese sentido, la carta principal que tiene el país en esta materia es el desarrollo de la industria petrolera en el mar, unida a los yacimientos no convencionales (fracking).Le puede interesar: Así será la ruta para desplegar los pilotos de fracking en Colombia

Según el funcionario, este potencial incluye, además de los recursos de crudo y gas, el desarrollo de la industria de bienes y servicios petroleros no solo para suplir el desarrollo de las áreas locales, sino de campos en todo el Caribe, comenzando por el gran hallazgo que hizo ExxonMobil en Guyana, cuyas reservas calculadas van en 3.500 millones de barriles, un 72 por ciento más que las de Colombia.

¿Qué reflexión quedó tras pensar en intervenir el mercado eléctrico?
Nos dimos cuenta de que el estatuto de desabastecimiento, en vigencia desde el 2006, finalmente lo terminan activando agentes privados. Al estar en estos agentes el espacio donde se define si hay que activar un estatuto responsable de la confiabilidad, claramente se observa que hay muchos campos de mejora.

¿La norma que les quita ese rol quedará en firme?
Está en consulta todavía. Ahora se ha embalsado sin intervención, que es el último recurso, pero a uno no le temblará la mano para proteger la confiabilidad del sistema y a los usuarios.

Pero la reflexión es que se active el estatuto, que nunca se activó en 2015 y 2016, cuando el sistema estuvo en una situación de estrés tan extrema que el Gobierno tuvo que salir a promover el ahorro. Ahí uno dice que hay algo que no cuadra.

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¿Al preverse menor consumo tras la pandemia, están más tranquilos sobre el suministro en el verano de fin de año?
Estamos en modo de tranquilidad, pero haciendo seguimiento, y eso nos beneficia para la reactivación. Tenemos la tranquilidad del respaldo térmico.

Pasando al tema petrolero, ¿qué tanto cambian las proyecciones del sector bajo el nuevo normal de precios del crudo?
Los pronósticos son muy difíciles, pero en el mediano plazo, con la restricción de la movilidad en transporte masivo, seguramente va a haber incremento de la demanda de combustibles.

La reactivación del precio se explica, por un lado, en una recuperación de la demanda global de combustibles, y ya se empezó a ver, sobre todo en Europa y Asia. Si hay una disciplina de la Opep+ por cumplir con los recortes de producción, hay unas variables que se van juntando para tener una expectativa de precios más optimista.

Hay una parte de la operación de shale en Estados Unidos en la que algunas empresas se han declarado en bancarrota, y seguramente ahí se va a perder una producción importante, lo cual hará que el exceso de oferta del mercado se vaya regulando, y eso apunta a tener unos precios más competitivos desde el punto de vista de un país productor como Colombia.

¿Qué ajustes adicionales puede tener el contrato petrolero para hacer más atractiva la inversión?
Ya lo habíamos hecho desde el Consejo Directivo, y eso viabilizó firmar 31 contratos nuevos después de cinco años sin firmar. Hemos revisado diferentes alternativas para que sea mucho más ágil la contratación.

Tenemos que tratar de ver qué nos ayuda a viabilizar más firmas de nuevos contratos para poner más áreas en oferta. Vamos a hacer una ronda más del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) este año, y ya hay manifestaciones de interés de compañías que quieren nominar áreas nuevas. La gran apuesta que tenemos en el sector de hidrocarburos es en las cuencas costa afuera, que venían dormidas y no se había hecho nada hace mucho tiempo, aunque habían sido las grandes fuentes de suministro de gas.

¿Cómo dinamizarlas?
Cuando uno mira los grandes descubrimientos, tanto en América Latina como en la costa oeste africana, que comparten el océano Atlántico, todo se ha dado costa afuera. Está el presal brasileño en aguas ultraprofundas; Trinidad y Tobago, que es el séptimo productor de gas natural licuado en el mundo, y recientemente Guyana, en el que ExxonMobil se encontró la gran lotería de los últimos cinco años.

Tenemos cinco contratos, con grandes empresas, como ExxonMobil, Shell, que trajo a Noble Energy, americana pero muy conocida porque desarrolló el campo Leviathan en Israel y lo pasó de importador neto de gas a uno de los principales exportadores en el Mediterráneo en tiempo récord; Repsol, que también tiene una experiencia importante, y el mismo Ecopetrol. Entonces hay una oportunidad muy grande. Aparentemente hay un potencial gasífero además de crudo, y hay una gran oportunidad para que alguna de las ciudades de la región Caribe se vuelva un hub de servicios y de bienes petroleros para la industria petrolera.

Petróleo

El Gobierno revisará ajustes al contrato petrolero con el fin de mantener el ritmo de oferta y adjdicación de áreas para exploración.

Foto:

EFE

¿Para, además, captar conocimiento e inversión?
Y para prestarles servicios. Guyana está teniendo dificultades porque no sabían si suministrar lo que necesita la industria desde Trinidad y Tobago, porque desde Venezuela no es una opción por obvias razones. Surinam tampoco tiene industria petrolera, y ahí hay una oportunidad muy grande para Colombia no solo para su industria petrolera costa afuera, sino para la de servicios petroleros, por lo que ha venido pasando en la región.

Guyana va a tener un desarrollo grande. Este año el PIB mundial caerá en 3,6 por ciento; el de Colombia, un 5,5 por ciento, pero el de Guyana crecerá 53 por ciento, y es un país de 700.000 habitantes que en cinco años va a estar produciendo lo que produce Colombia, que somos 45 millones de habitantes. Colombia podría jugar un papel importante si también desarrollamos paralelamente nuestra industria costa afuera.

¿Cómo armonizar el impulso al gas con la planta de regasificación?
Tenemos el dilema de que en el mediano y largo plazo tenemos unos potenciales muy grandes, que son el costa afuera y los no convencionales, una vez se surtan los pilotos de investigación y en caso de que la evaluación sea positiva. Pero entre exploración y producción hay unos tiempos considerables y en el plazo inmediato sale la preocupación de las reservas de gas, y ahí la planta aparece como la opción viable para garantizar el suministro.

La planta tiene además una oportunidad en esa región del país, donde hay un potencial de construir redes de gasificación para las áreas residenciales y para las industrias en el suroccidente. Entonces es una apuesta que tenemos que jugarnos. La Upme dice que hacia el 2024 habría también una necesidad para el mercado interno. La planta podría alimentar las térmicas del interior, pero también para el mercado residencial, y la remuneración tendría que ser acorde con eso.

¿Cómo hacer la transición hacia oro y cobre, cuando el carbón sigue siendo el que da más renta minera?
Estamos buscando complementar la matriz y no le vamos a dar la espalda al carbón, pero sí hay que pensar en una transición, porque el problema que ha tenido la industria del carbón es que sobre todo los fondos internacionales han imposibilitado que se financien nuevos grandes proyectos. Eso me preocupa porque tenemos un carbón de una calidad alta y en abundancia, que no solo nos sirve como energía de respaldo, sino que sirve para exportación a países que sí han vuelto a incorporarlo.

¿Cómo exprimirle lo máximo al carbón mientras se termina la transición?
Asegurándonos de que estén dadas las condiciones para que los proyectos de carbón puedan ampliarse. Hay unos que tienen que pasar por consulta previa y licenciamiento, y hay que darles mucha celeridad a los que ya tienen un presupuesto aprobado.

Esas ampliaciones funcionan por los contratos de largo plazo. India es un ejemplo, como lo fueron Japón y Turquía. Hay que hacerle entender a la banca local que hay tecnología ultracrítica que reduce significativamente las emisiones de CO2 en la extracción y no se debe penalizar. Otro tema es dónde se vaya a consumir el carbón, y esos países deberán mitigar los efectos colaterales.

El carbón está muy posicionado en exportaciones y en regalías, pero en materia de valor agregado los minerales metálicos tienen un potencial gigante.

Siempre serán un refugio, y hay que avanzar muy rápido para aprovechar que estos precios están relativamente altos, generando impuestos y regalías.
Es importante empezar a pensar, si el carbón va a seguir perdiendo fuerza, cómo podemos ir llenando ese vacío, y esa es la gran apuesta que tenemos.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor de Economía y Negocios
En Twitter: @omarahu

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