EL INFORME DE RESERVAS Y RECURSOS

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”, ciñéndose a los parámetros establecidos en la Resolución 77 del 22 de febrero de 2019.

El pasado 24 de mayo se dio a conocer su reporte con corte a diciembre de 2022 y según el mismo este servirá de “insumo para la Transición energética justa en Colombia”[1]. 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[2]. De allí la gran expectativa que despertó su presentación por parte de la ANH en el marco del 25º Congreso de la Asociación Colombiana de Gas Natural (NATURGAS) la semana anterior.

Este Informe, además, estuvo precedido de otro muy controvertido, por su falta de rigor técnico, que se dio a conocer el 13 de diciembre del año anterior, en el cual se sobreestimaron las reservas de hidrocarburos sumando peras con manzanas (reservas probadas + probables + posibles + contingentes, + prospectivas) metiéndolas todas en un solo costal[3], lo que llevó a la Ministra de Minas y Energía Irene Vélez a asegurar que “es posible que los recursos contingentes pueden abastecer la demanda nacional e incluso producir un excedente en su producción hasta el año 2037”[4]. Aclarando, que es gerundio, no se pueden confundir las reservas probadas, que son las únicas con las que se puede contar a ciencia cierta, con los recursos contingentes que, al igual que los prospectivos tienen un mayor riesgo e incertidumbre para que lleguen a desarrollarse, incorporándole barriles y pies cúbicos a las reservas de petróleo y gas para su comercialización[5].

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. Las reservas probadas de petróleo pasaron de 2.039 millones de barriles en 2021 a 2.074 millones en 2022, para un anémico crecimiento de 1.01%, por su parte las reservas probadas de gas natural bajaron 11%, de los 3.164 GPC en 2021 a 2.817 GPC en 2022, 347 GPC menos, el nivel más bajo en 17 años. De no cambiar dicha tendencia, a partir del año 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 (¡!).

EL VASO MEDIO VACÍO O MEDIO LLENO

Se suele decir que optimista es quien ve el vaso medio lleno, mientras el pesimista es aquel que lo ve medio vacío, pero para nosotros los economistas más importante que porfiar si el vaso está medio lleno o medio vacío es establecer si el vaso se está llenando o se está vaciando, esto es la tendencia y a todas luces lo que muestra el más reciente Informe de la ANH es que el vaso se está vaciando, que las reservas probadas de hidrocarburos vienen en franca declinación. Y la única manera de evitar que las reservas probadas sigan cayendo es explorando. Pero, se podrá decir que con más de dos centenares de contratos ya firmados la exploración no se va a detener, sólo que esta actividad se rige por la lógica binaria de cero o uno, su carácter aleatorio nos explica que el porcentaje de éxito de pozos exploratorios en Colombia no supera el 20%. De manera que mientras menos contratos firme la ANH con las empresas petroleras tendremos menos exploración y en consecuencia menos probabilidad de éxito exploratorio.

Ello explica la declaración del Presidente de ECOPETROL Ricardo Roa, en el sentido que “no es cierto que haya dicho que no firmaré nuevos contratos de exploración. 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. Lo que sí he dicho es que  con los contratos existentes vamos a tener el gran reto de hacer una mayor eficiencia”[6]. Ni más faltaba que no sea así!

EL ESPEJISMO DEL RECOBRO MEJORADO Y LOS RECURSOS CONTINGENTES

Al analizar las cifras de este Informe se puede constatar que en el 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%, con dos puntos porcentuales de diferencia. 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”[7].

Pero, la verdad sea dicha, el 67% de los barriles incorporados a las reservas probadas obedeció a los altos precios a los que se cotizó el crudo en 2022, que promediaron los US $105 el barril. Por lo demás, 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”[8], 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.

Lo propio podemos decir con respecto a las reservas probadas de gas natural, las cuales, según el Informe de la ANH, no son mayores por la caída de las revisiones técnicas que hacen menos viables y asequibles volúmenes ya descubiertos, amén de que al tiempo que se incorporaron a las mismas 45 GPC, sensiblemente menores con respecto a las de 2021, compensándose con los volúmenes extraídos (392 GPC) que fueron inferiores en 0.76% con respecto al mismo año.

Según la Ministra Vélez, “lo importante aquí es que los recursos contingentes, en el caso del gas, se han mantenido, lo cual nos da a nosotros tranquilidad de que aún hay recursos”[9]. Según ella, “si logramos que esos recursos, que ya son hallazgos, que ya han sido reportados por las empresas, puedan migrar a reservas, eso va a ser una ganancia para el país. Eso va a permitir el abastecimiento y hacia allá es donde tenemos que orientar la política pública"[10]. Pero no se puede pensar con el deseo, pues del dicho al hecho hay mucho trecho.

Es cierto que, como se deriva del Informe de la ANH, los recursos contingentes 3C se duplicaron de un año a otro, al pasar de 2.6 terapíes cúbicos en el 2021 a 5.8 terapíes cúbicos en 2022, dos veces las reservas probadas 1C, pero su conversión en reservas probadas no se da por arte de birlibirloque, está mediada por lo años y las ingentes inversiones que ello demanda. Eso no es como soplar y hacer botellas. No se pueden, entonces, hacer cuentas alegres como las de La lechera de Samaniego que nos enseñó la vanidad de girar sobre el futuro cuando ni el presente está seguro!

LA NECESIDAD DE UNA POLÍTICA DE ESTADO

Le asiste toda la razón al Ministro Bonilla cuando afirma que “los resultados de este informe son claves para las proyecciones en materia de reservas de hidrocarburos y el proceso de Transición energética del país"[11]. Pero todo depende de su lectura e interpretación, pues como afirma él “si la valoración da buenos resultados se especula que las reservas subirían  a 10 o 20 años, pero no quiero especular”[12]. 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 el 22% de la inversión extranjera directa.  

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”[13]. Y no estamos hablando de naderías, pues según el experto en el tema Juan Benavides, el costo de la Transición energética está entre el 8% y el 11% del PIB, en plata blanca estamos hablando de una suma del orden de los US $38.9 mil millones. Según otra fuente, Luis Fernando Mejía, Director ejecutivo de FEDESARROLLO, son $160 billones (¡!)[14]. Cabe preguntarse de dónde va a salir, cuál será la fuente alternativa de financiamiento de la Transición energética distinta a este sector.

Y, como es apenas obvio, la ANH está llamada a jugar un papel de la mayor importancia para garantizar y propiciar el desarrollo del potencial hidrocarburífero del país, pero lejos de ello lo que se ha venido dando es el abandono de su objetivo misional de “la administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación y promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos y contribuir a la seguridad energética nacional”[15]. Y ello no lo decimos a humo de paja, es que el Ministerio de Minas y Energía resolvió recientemente, mediante la Resolución 40234 de 2023, expedida por el Ministerio de Minas y Energía, fechada el 23 de febrero, atribuirle otras funciones abandonando las suyas propias[16].

La contingencia reciente que afectó el suministro de gas natural en el Suroccidente colombiano, que afecto a más de dos millones de usuarios en 7 departamentos, puso de manifiesto la importancia de contar con el llamado combustible – puente de la Transición energética. Al igual que ocurrió con la pesadilla de la pandemia del COVID 19, que obligó al confinamiento y nos llevó a percatarnos de que los alimentos no se producen en los supermercados ni en las centrales de abasto sino en el campo y que para disponer de los mismos hay que contar con toda una cadena logística, ahora los usuarios del gas natural se percataron de que este no lo producen las empresas que prestan el servicio. Estas disponen del gas que transportan TGI y PROMIGAS a través de gasoductos y estos se surten de los yacimientos, que se agotan porque se trata de un recurso natural no renovable, cuyas reservas dependen de la actividad de exploración y explotación de las expresas que los operan. Lección aprendida!

De allí la pertinencia del llamado que hizo el Presidente de PROMIGAS Juan Manuel Rojas: “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”[17]. 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.

Ello explica que en un país petrolero como Noruega, presidido por un Gobierno de centroizquierda, principal exportador de petróleo y gas de la Unión Europea y con un Fondo soberano que se nutre de la explotación de hidrocarburos, de US 1.4 trillones, con el que están financiando su Transición energética, mientras aquí prácticamente se eliminó el Fondo de Ahorro y Estabilización petrolera(FAEP) del Sistema General de Regalías (SGR)[18], no se discute si se firman o no nuevos contratos de exploración y producción, su suscripción sigue sin solución de continuidad.