De concretarse el bombeo de este potencial, equivaldría a 16 veces las reservas probadas actuales y deriva en más de 100 años de autosuficiencia.
l 2021 será la punta de lanza para la producción de gas natural en el país. La razón, comenzará el desarrollo de sendos bloques para la extracción de este combustible que será clave no solo para atender su creciente demanda en el territorio, sino además para extender las reservas del país a más de 30 años.
El primer paso de la tarea que lidera la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) fueron los tres ciclos del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) realizados en el 2019 y 2020 que dejaron como resultado la entrega de 30 bloques para exploración y producción (E&P) de petróleo y gas natural.
Así, de este total de áreas asignadas por la citada entidad, 23 corresponderán solo a E&P de gas natural, número que llama la atención ya que del 100% de bloques ofertados por la ANH para su desarrollo, más del 75% son con vocación en este energético y que comenzarán su desarrollo en el 2021.
“La firma de estos contratos, son una muestra de cómo han funcionado las políticas del Gobierno Nacional para la reactivación del sector de hidrocarburos. Después de cinco años sin firmar nuevos contratos de exploración y producción, cerraremos el 2020 con 30 nuevos convenios (23 de ellos para la producción de gas) gracias al PPAA”, señaló le ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.
El jefe de la cartera minero energética añadió que el sector hidrocarburífero del país seguirá siendo eje de la reactivación sostenible (con el gas natural como eje central) como puerta de entrada a la inversión y la generación de empleo, “así como eje fundamental de nuestra autosuficiencia energética”.
Mesa, así mismo, recalcó que el gas natural es el combustible eje de la política de Transición Energética que viene implementando el ejecutivo desde hace más de dos años.
BLOQUES Y CONTRATOS
Registros de la ANH indican que de los 23 contratos firmados para el desarrollo de igual número de bloques con vocación de gas natural, nueve están ubicados en la cuenca Llanos Orientales, cinco en la del Valle Medio del Magdalena (VMM), cuatro en la del Valle Inferior del Magdalena (VIM), tres en la del Valle Superior del Magdalena (VSM) y solo una en el offshore, al frente de las costas de la La Guajira.
Así mismo, las empresas más interesadas en el desarrollo de estos yacimientos convencionales de gas natural en las citadas cuencas son Ecopetrol, Hocol, GeoPark, La Luna-Captiva, Frontera Energy, Gran Tierra Energy, Canacol Energy y Parex Resources.
Precisamente estas dos últimas empresas fueron las que más recientemente firmaron contratos con la ANH para el desarrollo de cuatro bloques con vocación en gas.
“El resultado del tercer ciclo del PPAA es el reflejo de un sector que se mantuvo activo y vigente, a pesar de los retos que la pandemia y la crisis de precios le impuso. También de la apuesta que empresas como Parex y Canacol han hecho en la industria colombiana”, explicó Armando Zamora, Presidente de la ANH.
En los tres ciclos del PPAA, los 23 bloques adjudicados para desarrollo en E&P de gas natural, representan para el país compromisos de inversión asociadas por más de US$850 millones.
“Tenemos desde ya una gran expectativa por el cuarto ciclo, la Ronda Colombia 2021, que presentará una atractiva oferta de oportunidades, la revisión de los términos contractuales y la simplificación de los procesos”, aseguró Zamora.
PROSPECTIVIDAD
En materia de reservas de gas natural, el país posee un remanente probado que se extendería a 130 años. Así lo afirma el más reciente informe del sector de gas natural de la transportadora Promigas.
Según el estudio, las reservas potencias del combustible para atender el mercado nacional podrían ir más allá del siglo. Y recalca que la prospectividad del combustible en los yacimientos del país podrían estar por el orden de 54 Tera Pies Cúbicos (tpc).
“Los próximos dos años serán fundamentales para la actividad de producción de gas natural. No sólo por los nuevos contratos de bloques firmados recientemente por la ANH, de los cuales la mayoría tienen un gran potencial de gas, sino por los proyectos en ejecución y estructuración que tienen un valor de más de US$1.1 millones”, destacó Orlando Cabrales, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas).
De concretarse la producción de este potencial de gas natural en no convencionales, equivaldría a 16 veces las reservas probadas actuales de 3,2 tpc, lo cual implica más de 100 años de autosuficiencia del citado combustible.
“Mantener la autosuficiencia energética a través de la exploración y desarrollo de los recursos de gas natural de Colombia también proporciona importantes ingresos tributarios y de regalías al gobierno, que se pueden utilizar para financiar el desarrollo social y de infraestructura. Canacol Energy ha demostrado que vale la pena apostarle al gas natural local y hemos sido la prueba fehaciente de la enorme prospectividad gasífera del país”, señaló Charle Gamba, Presidente y CEO de Canacol Energy.
El líder empresarial de esta multinacional canadiense recalcó que Naturgas, en su informe de indicadores del 2020, indica el potencial de 64 tpc de gas natural en el país, equivalente a aproximadamente 20 veces las reservas.
Alfonso López Suárez
Redacción Portafolio
