¡Las cifras no mienten!

Todos los años la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), encargada por ministerio de los decretos con fuerza de Ley 1760 de 2003 y 4137 de 2011 de “la administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación”, emite anualmente su “Informe de reservas y recursos contingentes”. El pasado 24 de mayo se dio a conocer su reporte con corte a diciembre de 2022. Huelga decir que dicho informe es el consolidado de las cifras suministradas por las empresas petroleras que operan en el país.

El contexto en el que se dio a conocer este Informe es muy singular, dada la circunstancia de que según habían acordado el 15 de marzo los titulares de los ministerios de Minas y Energía, Hacienda y Crédito Público y el de Comercio, Industria y Turismo, el mismo serviría de base para zanjar diferencias en el seno del gabinete del presidente, Gustavo Petro, en torno a la firma de nuevos contratos de exploración y explotación petrolera. De allí la gran expectativa que despertó su presentación por parte de la ANH.

Las cifras del Informe de la ANH no mienten, muestran una tendencia preocupante de las reservas probadas de petróleo y gas, en uno y otro caso la relación reservas/producción cae, en el primer caso de 7,6 a 7,5 años y en el segundo de 8 a 7,2 años, un horizonte demasiado limitado de autoabastecimiento.

De no cambiar dicha tendencia, a partir de 2030 Colombia se convertiría en un importador neto de petróleo y gas natural, 7 años antes de las optimistas previsiones de la ministra Irene Vélez basadas en un controvertido informe anterior de la ANH, para descartar la firma de nuevos contratos de exploración y explotación.

Al analizar las cifras de este Informe se puede constatar que en 2022 se incorporaron a las reservas probadas de petróleo, reponiendo las extraídas, 310 millones de barriles, 37% menos que en 2021 y de estas sólo 6 millones corresponden a nuevos hallazgos.

En orden de importancia por su aporte a las reservas probadas tenemos en primer lugar el recobro mejorado con 122 millones de barriles y por mayor precio 86 millones. Aduce la ministra Irene Vélez que “entre 2021 y 2022, el factor de recobro mejorado aumentó de 21% a 23%. Este aumento nos indica que comienza a ser efectiva la política del Gobierno de mejorar las reservas vía eficiencia en la explotación a través del recobro”.

Ahora bien, si el recobro mejorado, que sólo es aplicable en campos maduros en declinación, ganó dos puntos porcentuales, ello no obedece a la política del Gobierno “de mayor eficiencia en contratos existentes”, sino a la gestión de las empresas petroleras, empezando por Ecopetrol, así como al nivel de cotización del crudo que hace posible asumir los mayores costos del levantamiento de cada barril extraído que demanda la utilización de tecnologías de punta.

De tal suerte que ahora, cuando el precio del petróleo ronda los US$70, no será posible sostener la caña. El recobro mejorado es necesario pero no suficiente para espantar el fantasma de la importación de crudo y gas natural al país que nos está rondando. No se puede caer en la trampa del espejismo del recobro mejorado, pues nos puede conducir con los ojos abiertos camino al precipicio.

Como lo plantea el Presidente de la Unión Sindical Obrera (USO), César Loza, “hay que explorar en los contratos existentes, pero es necesario que el Gobierno dé nuevos contratos porque en la industria del petróleo, además del alto riesgo que tiene, la probabilidad de éxito es muy escasa. Es necesario que el Gobierno entregue más contratos para poder garantizar la búsqueda de reservas…Si no tenemos reservas, por supuesto que la transición energética está en riesgo…los recursos para la transición energética deben salir de la misma industria del petróleo y el gas”.

Y no estamos hablando de naderías, pues según el experto en el tema Juan Benavides, el costo de la Transición energética está entre 8% y 11% del PIB, en plata blanca estamos hablando de una suma del orden de los US$38.900 millones. Cabe preguntarse de dónde va a salir, cuál será la fuente alternativa de financiamiento de la transición energética distinta a este sector.

A este respecto el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, “ojalá haya más y siga habiendo rondas, porque es lo que le da la estabilidad a una empresa petrolera en el largo plazo. Es el incremento de sus reservas y para incrementarlas requiere de áreas para buscar petróleo y gas”.

Ni más faltaba que no sea así, al fin y al cabo la actividad exploratoria es de alto riesgo, el porcentaje de éxito después de la perforación de un pozo en Colombia no supera 20%. La aleatoriedad de esta actividad nos lleva a concluir que a mayor cantidad de contratos exploratorios la probabilidad de acrecentar las reservas probadas y estas siempre dan cuenta de los resultados de la sísmica y de la operación de los taladros en los campos con prospectividad.

Y no es para menos, pues este no es un asunto trivial, habida cuenta que los ingresos que recibe la Nación provenientes de la industria petrolera representan 2,5 puntos porcentuales del PIB y los que reciben las entidades territoriales por concepto de regalías 1,5 puntos porcentuales del PIB. Además, las exportaciones de crudo, 42% de las totales, constituyen la principal fuente generadora de divisas, las que el país requiere para equilibrar su sector externo y 22% de la inversión extranjera directa.

Bien dijo el presidente de Promigas, Juan Manuel Rojas, que “si debemos esperar todos los años el informe de reservas para definir si se van a asignar nuevas áreas de exploración, así no se planea un país. Tenemos que aumentar los años de reservas y necesitamos señales de largo plazo con un marco regulatorio estable”.

Dicho de otra manera, las decisiones con respecto a la seguridad y a la soberanía energética no deben estar supeditadas a las políticas de gobierno, cuyo largo plazo son los cuatrienios de cada administración, sino a políticas de Estado, que son las de largo aliento.