Por: Katherine Casas Pérez

Introducción

La sociedad actualmente está enfrentada a un desafío energético: satisfacer la creciente demanda de energía, abordando al mismo tiempo el cambio climático y los impactos sociales que generan los proyectos extractivos. Este cuestionamiento es uno de los temas relevantes para los líderes mundiales y desde el 2015 se ha acordado limitar el aumento global de la temperatura por debajo de los 2 °C, causado en gran parte por las emisiones de material particulado proveniente del carbón y de los combustibles fósiles como la gasolina y el diésel.

Diferentes movimientos ambientales como el Acuerdo de París han animado a los países y empresas a intensificar esfuerzos para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mejorar la calidad del aire que, según el último informe de Greenpeace, tomará aproximadamente siete millones de vidas para el 2020. A partir de esto, es necesario una transformación del sistema energético mundial que permita mejorar la crisis climática sin soslayar la demanda energética.

El gas natural es una de las pocas fuentes de energía que puede satisfacer la creciente demanda y al mismo tiempo puede reducir la contaminación. Este hidrocarburo se caracteriza por ser un combustible fósil que produce mínimas cantidades de azufre y mercurio; además, en su proceso de combustión genera entre un 40 y 50 % menos emisiones de CO2 que el carbón. 

Por lo anteriormente expuesto y el rol fundamental del gas natural en la apuesta en marcha de energías limpias en Colombia, Crudo Transparente realiza este documento. En él se expondrán las principales características del sector gasífero en el país, con los siguientes apartados: historia de esta industria; principales campos; cifras del sector; la posible implementación del fracking para aumentar las reservas; la actividad costa afuera (offshore); una mirada al contexto internacional y la relevancia del gas en la transición energética.

Finalmente, se plantearán unas conclusiones y recomendaciones para el Gobierno y las empresas, ligadas a la inclusión de las comunidades en los procesos de exploración y explotación e inversión de utilidades. Este trabajo partió de un análisis de los informes anuales de las agremiaciones, información de carácter público expuesta en medios y la opinión del viceministro de Minas y Energía, Diego Mesa; también, se contó con la participación del equipo de trabajo de la Asociación Colombiana de Gas, Naturgas.

Historia del gas natural en Colombia

El desarrollo del gas natural en Colombia es reciente si se compara con el sector petrolero. El inicio de esta industria se enmarca en los años 70 con el hallazgo, por parte de la Texaco (hoy Chevron), del campo Ballena en la Guajira; siendo el primer gran yacimiento de gas libre (gas natural que es encontrado en yacimientos donde no hay existencia conjunta de petróleo) en Colombia [1]. Igualmente, en el mismo departamento, meses después, se descubrió otro campo denominado Chuchupa.

Con los dos hallazgos anteriores se comenzó a expandir el servicio de este hidrocarburo en los hogares y empresas del país.  A partir de 1975 el Gobierno impulsó las primeras reglamentaciones sobre el manejo de los precios y cupos para la distribución de los yacimientos. En este tiempo el Gobierno y el sector privado realizaron una acción coordinada para convertir algunas plantas de generación térmica que reemplazaran el carbón y el fuel oil como combustibles [2].

En 1986 el Gobierno de Virgilio Barco dio inicio al programa “Gas para el cambio”, el cual empezó el proceso de masificación del consumo de este hidrocarburo en las ciudades para el uso industrial y posteriormente para el residencial, comercial y vehicular; lo que llevó a realizar la interconexión nacional por parte de Ecopetrol [3].

En 1989 la Estatal petrolera, junto a la compañía inglesa Britsh Petroleum (BP), descubrieron los campos Cusiana y Cupiagua en Casanare, que representaron reservas de crudo de 1.600 millones de barriles y 500 millones de barriles respectivamente. De igual manera, estos campos también tenían un gran atractivo en su producción de gas, que en el 2016 llegó a los 356 millones de pies cúbicos de gas por día (gpc) [4]. 

Para finalizar, en los años 90 el Gobierno decidió que Ecopetrol liderara la interconexión nacional, con el fin de vincular los principales yacimientos y centros de consumos por medio de 2.000 km de gasoductos, que pasarían por las regiones de La Guajira, centro, suroccidente y Llanos orientales [5]. Ya para 1997, la Estatal creó la Empresa Colombiana de Gas – Ecogas, que después se transformó en la Transportadora de Gas del Interior – TGI S.A ESP, para el transporte de este recurso.

Actualmente, Colombia cuenta con una red de 7.500 kilómetros de gasoductos que lleva el hidrocarburo a más de 600 mil vehículos convertidos [6]; además, este combustible alimenta termoeléctricas y refinerías en varias zonas del país. En mayo del 2019 la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suarez, afirmó que 9.5 millones de familias, 230.000 vehículos livianos y 1.000 automóviles de transporte público, camiones, volquetas y recolectores se movilizan con esta fuente de energía.

Principales cuencas y campos del país.

Las reservas probadas de gas natural se encuentran localizadas en las siguientes regiones del país: Llanos Orientales que representan el 75 % del total; después están las cuencas de la Guajira con 12 %; le siguen las cuencas del Valle del Magdalena (superior, medio, inferior) con un 10.9 %, Putumayo con 0.7 % y las cuencas menores con 1.5 %. [7]. 

Sobre la producción de gas natural, en el 2018 el Ministerio de Minas y Energía declaró que los principales aportantes a la oferta nacional, entre enero de ese año hasta diciembre de 2027, serán los campos Cupiagua (Llanos Orientales), con un aporte del 21%; Chuchupa (Guajira) y Cusiana Norte (Casanare) cada uno con un aporte del 10% [8]. En el siguiente cuadro se muestran las cuencas y campos que tiene Colombia en materia gasífera.

Tabla 1. Cuencas y Campos gasíferos del país.

Esta se encuentra localizada al oriente del país, entre los departamentos de Arauca, Meta, Casanare, Vichada y parte del Guaviare. Su campo más importante es Pauto Sur operado por Equion Energia Limited, con una producción fiscalizada de gas de 443,30 mpcdc (millones de pies cúbicos día calendarios); seguido por el campo Cupiagua, manejado por Ecopetrol, con una producción de 398,35 mpcdc para 2017 [10].

En total, la cuenca de los Llanos Orientales tiene una producción fiscalizada de 636 gpc (2017), representando el 75 % del total del país; además de contar con el 47 % de las reservas probadas del total nacional.

• Cuenca de La Guajira.

Esta es una cuenca de margen continental y cuenta con un área de 49.050 km² (36.450 Marina – 12.600 terrestre). Se encuentra al límite Norte y Noroeste de la cuenca Guajira offshore, que está al frente de la deformación del cinturón del Sur del Caribe.

Los campos más destacables de esta zona son el de Chuchupa, operado por Chevron-Texaco, con una producción fiscalizada de 221,18 mpcdc (2017); Ballena con 32,60 mpcdc de gas producido (2017). Además, estos dos campos representan el 18 % de las reservas probadas del país; sin embargo, estas han presentado una declinación del 17 % en los últimos cinco años.

• Cuencas del Valle del Magdalena (inferior, media y superior)

Estas cuencas están dividas en inferior, media y superior, y se ubican de la siguiente manera: la inferior está en la zona norte del país, sobre la Costa Atlántica y tiene un área de 60.000 km², en ella se encuentra el campo Nelson, operado por Geoproduction, el cual tiene la mayor producción fiscalizada de gas de esta zona con 56,18 mpcdc (2017) [11]. La media está situada entre los sistemas de las fallas de Salinas al occidente, Bucaramanga al oriente y norte e Ibagué al sur; y la superior se halla cerca del nacimiento del río Magdalena con una extensión aproximada de 12.530 km2.

Esta cuenca en su totalidad tiene una producción fiscalizada de 93 gpc (2017), que corresponde al 10.9 % del total de Colombia. Vale la pena mencionar que esta ha tenido una creciente producción en los últimos cinco años, especialmente en el Valle Inferior que comprende los departamentos de Sucre y Córdoba.

• Cuenca del Putumayo.

Esta se encuentra localizada en el sur del país, entre las cuencas del Valle Superior del Magdalena y la Amazonía, con una extensión de 48.000 km². Tiene una producción fiscalizada de 6 gpc (2017) y representa solo el 0.7 % de las reservas del país.

Indicadores del sector gasífero en Colombia en los últimos cinco años y la importancia para el país. 

Con respecto a las cifras, en el reciente informe entregado por Promigas, empresa privada encargada de desarrollar mercado de energía en Colombia y Latinoamérica principalmente de transporte y distribución de gas natural, se evidencia que en el último quinquenio las reservas totales de este recurso se redujeron un 19 % y las reservas probadas denotan un decrecimiento del 29 %.

Tabla 2. Reservas de gas natural- Gpc

El descenso anterior está estrechamente relacionado por el declive del campo Chuchupa en La Guajira, el cual ha reducido sus reservas probadas del 25 % al 14 % en los últimos cinco años [13]. Aunque, en el mismo departamento a 172 kilómetros del campo mencionado, está localizado el bloque Tayrona, el cual se encuentra el yacimiento Orca que podría aportar reservas iniciales de unos 0.7 terapíes cúbicos; lo que contribuiría a aliviar el suministro de gas de esa región [14].

Volviendo a las cifras nacionales, en el más reciente informe de la Agencia Nacional de Hidrocarburo (ANH) del 2018, se reportó que las reservas de gas natural siguen en declive ya que se redujeron un 2.9 %; es decir, que pasaron de 3.896 a 3.782 gpc. Lo anterior significa que la vida útil de las reservas probadas disminuyó en 1.9 años y alcanzan para 9,8 años [15].

Por otro lado, el país logró incorporar 272 gpc a sus reservas probadas en el 2018, debido a los descubrimientos que permitieron adicionar 34 gpc; no obstante, el consumo de este combustible aumentó un 16 % a nivel nacional ya que se pasó de 332 a 386 gpc. [16]. En recientes declaraciones de María Fernanda Suárez, ministra de Minas y Energía, se estima que 9,5 millones de familias, industrias y establecimientos comerciales e industriales utilizan gas natural. Igualmente, Suarez informó que 230.000 vehículos livianos y 1.000 automotores de transporte público usan este hidrocarburo.

Las cifras anteriores divulgadas por la Ministra se corroboran con la creciente demanda que ha tenido el gas natural. En el informe sobre el balance 2016 de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) que fue publicado en 2017 se describe que el uso de este recurso ha tenido un crecimiento del 1.98 % frente al 2015 y los usuarios residenciales aumentaron en un 6.27 %; alcanzando a los 8.468.701 conectados a esta red. Vale la pena mencionar que los departamentos que más utilizan este combustible son: Santander, Bolívar, Valle del Cauca, Cundinamarca y Atlántico.

 Por otro lado, el gas natural en Colombia no solo ha sido un combustible que ha ayudado a mejorar la calidad de vida de las familias del país; su importancia también radica por su rol en el sector industrial ya que este hidrocarburo puede competir con otras fuentes de energía, incluidas las renovables y no convencionales como la eólica y la solar. Adicionalmente, el gas es el respaldo del sistema eléctrico en el país, el cual funciona en un 70 % con las hidroeléctricas y 30% con plantas térmicas a gas.

Este combustible se ha convertido en una fuente de abastecimiento y respaldo especialmente en la Costa Caribe.  Durante el XXll Congreso Anual de Narturgas realizada en Cartagena, Bolívar, en abril del 2019, el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón, indicó que esta región se ha dinamizado con la firma de nuevos contratos de exploración que podrían representar un potencial de entre 7 y 30 Tcf (terapíes cúbicos). Además, resaltó que la provincia gasífera al Sur de Caribe, donde se encuentran Kronos, Purple Angel y Gorgon entraría en producción para el 2028.  

Igualmente, en este Congreso se anunció que la industria prevé invertir en el 2019 más de 500 millones de dólares en exploración, producción y transporte en este sector. De este presupuesto, la inversión en transporte alcanzará los 300 millones de dólares con el fin de aumentar la capacidad adicional a 220 millones de pies cúbicos diarios.

En la actualidad, Colombia tiene gas natural suficiente para garantizar la demanda con producción local; no obstante, frente a las cifras de declive de este recurso, el Gobierno está en la misión de encontrar reservas y no verse obligado a importar este hidrocarburo para el 2023.

A partir de lo anterior, las principales propuestas de la Ministra para aumentar las reservas gasíferas son: exploración en los Yacimientos No Convencionales (YNC) a través del uso del fracking, ya que según esta cartera y la Administración de Información de Energía de Estados Unidos, Colombia podría llegar tener 54,7 Tfc, por medio de los YNC; y la reactivación del procedimiento costa afuera (offshore) principalmente en el Caribe Colombiano.

¿El fracking una oportunidad para aumentar las reservas gasíferas?

Al registrarse la caída de las reservas de gas natural en un 2.9 % y reducirse la vida útil de estas a menos de 10 años, el desarrollo de los YNC a través del fracking es la propuesta principal del Gobierno para mantener la autosuficiencia energética de este combustible. Según cifras oficiales, con la explotación de YNC las reservas de este recurso llegarían a 50 años y las regalías aumentarían en 1.000 millones de dólares [17].

Pese al debate interno entre diferentes organizaciones sociales, comunidades y líderes políticos en torno al uso de esta técnica en el país, el Ministerio de Minas y Energía anunció que adoptará las sugerencias de la Comisión de expertos, contratada en noviembre de 2018, para iniciar los pilotos de investigación integral en YNC que permitirán conocer los efectos ambientales, sociales y económicos que conllevaría esta clase de proyectos [18].  

Con esta decisión, esta cartera y gremios petroleros como la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), estiman que estos yacimientos pueden aumentar las reservas entre 10 y 20 tirapiés cúbicos de gas y triplicar la autosuficiencia energética del país. Aunque, el ministerio debe tener en cuenta que aún en la Comisión Quinta del Senado transitan tres proyectos de ley que buscan prohibir la exploración y explotación de los YNC por medio del fracking u otra técnica.  

Actividades offshore: la apuesta del Gobierno en el sector gasífero. 

Como se ha resaltado, de no encontrarse nuevas reservas de gas el país se verá obligado a importar este hidrocarburo a partir del 2023; situación que obliga al Gobierno a plantear diferentes alternativas como la exploración en áreas poco conocidas como los mares.

Los proyectos costa afuera (offshore) tienen más de 40 años en el mundo y en Colombia se adelantan desde 1973, fecha en la que se descubrieron los campos Chuchupa y Ballena [19]. El declive de estos últimos, junto con la necesidad de aumentar las reservas del país por el incremento en el consumo de gas, tanto por parte de los hogares como de la industria, motivó a que la exploración offshore se reactivara.

Como resultado de lo anterior, en el 2004 se firmó un contrato de exploración y explotación en el bloque Tayrona, entre la ANH y Ecopetrol y Petrobras; convirtiéndose en el primero de este tipo firmado por la recién creada Agencia Nacional de Hidrocarburos. Es de resaltar que gracias a este descubrimiento se comenzó a impulsar la exploración sobre el Caribe colombiano con excelentes pronósticos.

Con esto, la ANH junto con la Estatal han perforado más de 80 pozos entre exploratorios, avanzados y de desarrollo [20]. A la fecha, el pozo exploratorio Orca-1 en el bloque Tayrona, operado por Petrobras con un 40%, Ecopetrol con 30 % y Repsol 30%, arrojó reservas probables de 264 millones de barriles equivalentes de gas natural que se encuentran a una profundidad de 4.240 metros [21]

Además, en el pozo Kronos-1, a 53 kilómetros costa afuera en el bloque de exploración y producción Fuerte Sur, con la participación de Ecopetrol (50%) y Anadarko (50%) se pudo confirmar y validar la interpretación sísmica y geológica de una prospectiva de gas, debido a que estas empresas corroboraron un espesor neto entre 40 y 70 metros, es decir, 130 y 230 pies [22].

Este panorama prometedor en el Caribe también se vio reflejado con el descubrimiento del pozo Purple Angel-1, el cual tuvo resultados positivos en relación a prospectividad gasífera, ya que alcanzó una profundidad total de 4.795 metros y registró intervalos con presencia de gas cuya suma total se calculó entre 21 y 34 metros de espesor netos (70 y 110 pies cúbicos) [23]. 

Asimismo, estas compañías en el 2017 confirmaron el hallazgo del pozo Gorgon -1 en el bloque Purple Angel, el cual es el mayor descubrimiento en los últimos 28 años de gas natural en país, debido a que en reservas probadas ascienden 4,4 terapíes cúbicos [24]. Esta noticia no solo fue alentadora para Colombia en materia de descubrimiento en las últimas décadas, sino también por ser el pozo que atravesó la mayor lámina de agua de la historia de la perforación offshore en Colombia: 2.316 metros (7.600 pies) [25].

Con los referentes nombrados, Ecopetrol confirmó la posibilidad de la existencia de una provincia gasífera en el área del Caribe colombiano y el desarrollo de un clúster especializado en la producción de gas natural que permitiría extender la autosuficiencia de este recurso durante las próximas décadas.

Según los estudios reportados por la UPME las cuencas con mayor prospectividad gasífera en Colombia son:  por un lado, Magdalena Medio, Cesar Ranchería, Catatumbo y Llanos Orientales, en materia onshore; y por otra parte, las cuencas de la Guajira y Sinú muestran un potencial en términos de offshore [26].  Desde la perspectiva de esta entidad, si la producción se mantiene en los niveles actuales de 1.000 MMcf/d (miles de millones de píes cúbicos por día) y luego de 2026 se duplica por encima de los 2,000 MMcf/d se debe principalmente por los campos de la producción costa afuera [27].

Actualmente la Estatal, junto con la ANH, están en la búsqueda de intensificar esta actividad y esto se ve demostrado con la firma de cinco nuevos contratos entre las empresas petroleras y la Agencia en el primer cuatrimestre del 2019. Los contratos GUA OFF-1, COL-4 GUA OFF 3, COL-3 y COL-5, tienen una inversión en exploración y producción próxima a los USD 4.950 millones, según lo estimado por la Acp.

Sumado a lo anterior, los escenarios de la situación del gas offshore, según Naturgas, son los siguientes: primero, el abastecimiento local con la oferta offshore sería suficiente para abastecer el mercado interno hasta el 2028; segundo, para cubrir la demanda local el gas offshore sería suficiente para soportar la demanda interna hasta el 2033 y tercero, gracias a los hallazgos de gas offshore, la exportación de este hidrocarburo podría entrar a un precio competitivo en el mercado internacional [27].

Como se puede evidenciar el futuro del offshore en Colombia es prometedor. Se espera que con este procedimiento, se den resultados positivos en la producción de gas que permita darle al país autosuficiencia energética en este combustible; así como atender las necesidades en las regiones en cuanto a consumo doméstico, industrial y para las termoeléctricas. No obstante, según lo estimado por Ecopetrol, los proyectos costa afuera empezaran a tener producción de hidrocarburos económicamente explotables hasta los años 2024-2025; es decir, cuando el país este entrando a déficit de gas.

Es importante que el Gobierno empiece a desarrollar regulaciones, infraestructura y tecnología para avanzar exitosamente en esta clase de explotación. Además, se deben plantear soluciones a corto plazo aparte del offshore, para afrontar la problemática gasífera actual, como la puesta en marcha de una planta regasificadora en la Costa Caribe; debido a que la de Cartagena debería estar funcionando a capacidad completa y serían necesarias plantas adicionales para cubrir el déficit de 825 MPCD [28].

Desde otro ámbito, es importante resaltar el papel de este hidrocarburo desde un ámbito internacional, debido a que en la lista de fuentes de energía mundial, el gas natural ocupa un tercer lugar después del carbón. Adicional, La Agencia Internacional, EIA, (por sus siglas en ingles), estima que el consumo mundial de carbón seguirá desacelerándose fuertemente hasta el 2020 mientras que el de gas ha tenido un crecimiento del 2 % en los últimos cinco años.

Contexto y cifras internacionales del gas natural. 

A nivel mundial, el gas natural se ha consolidado como una alternativa eficiente, competitiva, versátil, que genera un impacto ambiental bajo y responde a la creciente demanda energética. Este combustible fósil se ha presentado como una opción más limpia en comparación a otros hidrocarburos y durante este quinquenio el carbón ha tenido una tendencia a la baja como consecuencia de las medidas adoptadas mundialmente para la reducción de emisiones de CO². 

En consecuencia, internacionalmente se han realizado iniciativas entre los Estados para reducir las emisiones del CO2 en sus territorios. Ejemplos claros de estos pactos ambientales lo son: el Protocolo de Kyoto (PK) y el Acuerdo de París. En esencia, el PK fue un resultado de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, en el cual se establece que las emisiones de gases de efecto invernadero de los países industrializados debían reducirse al menos 5 % para el período 2008-2012  [29].

Por su parte, el Acuerdo de París en el 2015, se adoptó como un convenio mundial de carácter jurídicamente vinculante, que compromete a todos los países a participar en las reducciones globales de gases de efecto invernadero. El objetivo principal de este Acuerdo es que lo países deben comunicar cada cinco años sus planes de desarrollo para la reducción de estas emisiones; además, de poner en marcha políticas y medidas nacionales para alcanzar dichas metas [30].

De igual manera en noviembre del 2017, en la Conferencia sobre el Cambio Climático en Bonn, Alemania, 20 países entre los que se encuentran: Canadá, Suiza, Francia, Chile, México, entre otros, se unieron para firmar el pacto de eliminar el carbón de su producción energética; pronosticando esta meta para el 2030 [31]. Cabe resaltar que el 40 % de las emisiones de gases de efecto invernadero provienen de la quema de este recurso.

En relación a cifras mundiales de este hidrocarburo, según lo  analizado en el informe de Gas Natural cifras 2017 de Promigas,  el consumo de energía en el mundo en los últimos cinco años ha crecido un 1.3%; y este combustible ocupa el tercer lugar como fuente energética.

A continuación, se muestra en detalle: 

 Tabla 3. Consumo energético mundial- Mtep (Millón de tonelada equivalente de petróleo)

El petróleo, el carbón y el gas representan el 75 % de la canasta energética mundial. El restante 25 % lo componen la hidroeléctrica, la energía nuclear y las renovables [33].  Asimismo, el gas natural ha tenido un crecimiento del 2.1% anualmente; confirmando que este hidrocarburo ha tenido un incremento en relación al consumo.

Con respecto a la producción mundial de gas natural, en el último quinquenio aumentó 2.2 % [34].  El país que lidera esta cifra es Estados Unidos, el cual registró 71 Gpcd en el 2017; seguido por Rusia con un 61 Gpcd; e Irán con un 22 Gpcd.  Cabe resaltar que el crecimiento de la producción de este hidrocarburo se debe a la expansión de gas natural licuado (GNL) que ha tenido un incremento promedio anual de 4.9 % en su comercialización mundial [35].   Ahora bien, con respecto a reservas probadas mundiales las cifras del 2017 arrojan que Oriente Medio ocupa el primer lugar con reservas de 2.794 Tpc; Europa y Eurasia 2.196 Tpc; Asia Pacífico 682 Tpc; África 488 Tpc; Norteamérica 382 Tpc y Sur y Centroamérica 290 Tpc. Específicamente, Venezuela, Perú, Brasil, Argentina, Bolivia, Trinidad y Tobago y Colombia son los países que tienen las mayores reservas de este último continente nombrado [36].    

Como muestra la gráfica anterior, el país poseedor de las mayores reservas de la región es Venezuela con un 78 %.  En el 2016 pasó a liderar la producción de este hidrocarburo en el continente, desplazando a Trinidad y Tobago. Igualmente, el vecino país tiene un factor R/P (relación reservas-producción) de 188 años; siendo muy superior a los demás países de la región; sin embargo, por la coyuntura política y el contexto social, este territorio no ha podido concretar su potencial exportador ya sea de gas natural o gas natural licuado [38]. 

En la gráfica, también se puede evidenciar que Perú, Brasil, Argentina y Bolivia tienen muy poca variación de las reservas probadas de gas natural en el continente. Por su lado, Colombia, ocupa el séptimo lugar y en los últimos cinco años las ha mantenido en 4 Tpc; siendo alrededor de 173 miles millones de metros cúbicos.

En cuanto a cifras de gas importado, el proveedor regional más relevante de este combustible es Bolivia debido a su infraestructura de gasoducto (representa el 53% de las importaciones de gas en la región) [39]. Cabe resaltar, que en el 2017 se importó un total de 81.5 millones m³/día de gas en Sudamérica, del cual el 73 % fue abastecido por gas propio de la región y el 27 % restante por países externos al subcontinente [40].

Por último, con respecto a interconexiones existente en esta región sobresalen las siguientes: dos plantas de licuefacción (Perú y Trinidad y Tobago) con una capacidad de procesamiento entre ambas de 70 millones m³/día y ocho plantas de regasificaciones de GNL (Chile, Argentina, Brasil, Colombia) con una capacidad en conjunto de 111.5 millones m3 /día. [41]. Finalmente, en relación a gasoductos de integración, Sudamérica posee 16 de estas (siete entre Argentina y Chile, dos entre Argentina y Uruguay, una entre Argentina y Brasil, tres entre Bolivia y Argentina, dos entre Bolivia y Brasil y una entre Colombia y Venezuela), con una capacidad de transporte instalada que alcanza los 121 millones m³/día [42]. 

Gasoductos troncales, gasoductos de Integración, plantas de licuefacción y regasificadoras de Suramérica.

Conflictividad social alrededor de la industria gasífera en Colombia

En los territorios donde existe actividad extractiva se presentan conflictos sociales asociados a derrames de crudo, contaminaciones e inconformismo por las condiciones laborales y la inversión social de las compañías, que se manifiestan en bloqueos, marchas, protestas, huelgas, entre otras vías de hecho.

En este punto se va analizar el contexto social de los campos gasíferos de la cuenca del Valle Inferior de Magdalena, en los departamentos de Sucre y Córdoba, la cual en el último quinquenio logró duplicar sus niveles de producción de gas natural. En la actualidad, estos campos operados por varias compañías, entre ellas Canacol Engery LTD. (empresa canadiense dedicada principalmente a las actividades de exploración y desarrollo de petróleo y gas natural en Colombia, Ecuador y México) producen 130 millones de pies cúbicos al día de gas y representan el 13 % del bombeo a nivel nacional [42].

Desde el 2008 la compañía canadiense concentró su conocimiento y experiencia en desarrollar proyectos especialmente en actividades de gas en Colombia; también, tiene como meta sustituir la producción de varios campos en La Guajira, los cuales actualmente están en declive. De este modo la empresa ha registrado 235 millones de pies cúbicos por día, con una tasa de éxito de 89 %, es decir nueve pozos exitosos por cada 10 perforados [43].

Específicamente, la actividad extractiva se concentra en los municipios de Sahagún y Pueblo Nuevo, por la operadora Geoproduction Oil & Gas Company, subsidiaria de la empresa canadiense, a través del contrato de exploración y explotación La Esperanza.  Asimismo, existe un contrato de actividades exploratorias en Sahagún por la compañía y CNE Oil and Gas S.AS, en el campo Níspero, en donde se encuentra el pozo Oboe-1, el cual en el 2016 registró una tasa combinada de 66 MMscfpd (millones de pies cúbicos estándar por día) [44].

Cabe resaltar que en el 2016 la empresa duplicó sus actividades de perforación de en los bloques Esperanza y VIM-5 en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, entre los que se encuentran los pozos: Trombón-1, Nelson-6 y Clarinete-3. Además, después de ese periodo en el 2018 siguió con sus actividades explotarías y confirmó el descubrimiento de Pandereta 2 (Magdalena) con 130 pies de profundidad [45] y en el 2019 informó el hallazgo de Acordeón 1 ubicado en la cuenca en mención [46].

Igualmente, Canacol, se ha caracterizado por liderar proyectos de infraestructura y transporte de gas entre los departamentos de Sucre y Córdoba, específicamente con la construcción, junto a Promigas, del gasoducto Loop San Mateo- Mamonal (Loop del sur) que conectara la producción del Nelson y Palmer de Canacol en Sahagún y Pueblo Nuevo con el sector de Mamonal en Cartagena [47].

Según el informe de febrero de 2019 de la canadiense, el bloque Esperanza registró aumentos con respecto a reservas, debido a las actividades exploratorias en Cañahuate-3; igualmente la producción actual de este bloque supera los 40 millones de pies cúbicos día [48]. Con estas cifras y el éxito de exploración que ha tenido la empresa Canacol en las últimas décadas, las comunidades de las áreas de influencia no perciben las compensaciones social y el desarrollo económico en sus territorios tras las labores gasíferas de la compañía.

De esta manera, si bien esta petrolera ha generado proyectos de gran importancia para el país, las comunidades de los municipios de Sahagún y Chinú (Córdoba), y La Unión, Caimito y San Marcos (Sucre) han manifestado su inconformidad debido a las operaciones de los campos gasíferos: Nelson, Palmer, El Jobo, Arianna, Clarinete 1-2, Oboe y Katana en el bloque Esperanza operado por Canacol desde el 2012.

De este modo, analizando los medios masivos de comunicación local, desde el 2015 se han registrado protestas, bloqueos, marchas, entre otras manifestaciones sociales, por incumplimientos laborales a los trabajadores de la multinacional canadiense. También, en ese año líderes sociales denunciaron que no se estaba contratando mano de obra en la región y declararon que la compañía realizaba la explotación de manera irresponsable; causando daños a cuerpos de agua, vegetación y fauna de los territorios donde se extrae el recurso [49].

Asimismo, en ese año la Uso notificó que más de 35 mil campesinos de los departamentos de Córdoba y Sucre cocinaban con leña; siendo inaudito ya que en ese territorio se encuentra unos de los mayores yacimientos de gas del país [50].

Ahora bien, estas manifestaciones sociales siguieron su curso en estos territorios.  En el 2017 los habitantes de la Unión (Sucre) y de Sahagún (Córdoba) realizaron una protesta pacífica por los incumplimientos estipulados en el Acuerdo Jobo (suscrito por la ANH, Ministerio del Trabajo, del Interior, Minas y Energía, Comunidades y la Uso en el 2015) [51]. En dicho convenio la empresa prometió a las comunidades: reparar las vías, brindar becas universitarias para los estudiantes de las regiones, entregar dotación de centros hospitalarios, desarrollar proyectos de masificación de gas natural para el aérea rural del bloque la Esperanza y otorgar beneficios salariales a los trabajadores, el cual priorice la mano de obra calificada local [52]. En el año en mención los líderes comunitarios, cabildos indígenas y trabajadores contratistas de esta empresa y sus filiales, han reiterado su inconformismo por el incumplimiento de estos Acuerdos durante más de tres años.

En el 2018 los líderes de la Uso de las comunidades veredales en Sahagún, reiteraron los inconvenientes generados por la multinacional, principalmente por las contaminaciones en los cuerpos de agua y capa vegetal [53]. Para ese entonces, estos dirigentes sindicales aseguraron que se acordó una mesa de negociación con Canacol y los pobladores para tratar los temas de compensación y mitigación debido a los daños ocasionados por la explotación; siendo el primer punto la masificación de gas natural en los territorios aledaños a los campos de producción. En febrero del 2019 se implementó el servicio de este hidrocarburo en las zonas rurales del municipio [54].

Aunque, las comunidades de Bajo Grande, Colomboy, Bruselas, El Viajano, San Andresito, La Candelaria, entre otras, llevaron a cabo una reunión en el julio del presente año para hacer un llamado a Canacol y sus filiales por las situaciones de ambientales, sociales, laborales y la problemática de masificación [55]. Los pobladores reiteran que aún hace falta incorporar el servicio de gas natural en las zonas rurales y sumado a estas dificultades sociales, los habitantes aseguran que la multinacional ha ignorado e incumplido las mesas de diálogos motivas por ellos mismos.

Como se puede evidenciar, las problemáticas que surgen en la industria gasíferas en su mayoría son de índole social y en gran medida estas se deben al inconformismo en las condiciones laborales y la poca compensación social que perciben estos habitantes aledaños a los campos gasíferos. Los pobladores de estos municipios y la Uso, exigen que la multinacional cumpla con lo pactado en las mesas de diálogos y en el Acuerdo Jobo.

Si bien, esta petrolera ha fortalecido y diversificado su portafolio en las actividades del gas natural en el país; siendo su principal misión las labores de exploración de nuevos yacimientos de este recurso, principalmente en Córdoba y Sucre, es prioritario que la compañía fije su mirada en el desarrollo social de su área de influencia.  Estos municipios piden de manera urgente la solución de estas problemáticas y exigen la presencia de los órganos de control estatales para que sean garantes ante el conflicto laboral y social que se está presentando.

Percepciones de los principales actores de la industria gasífera.

Por la importancia del sector gasífero para el contexto social y económico colombiano, Crudo Transparente (CT) quiso conocer la percepción del Gobierno, y de la Asociación Colombiana de Gas, Naturgas. Por un lado, se realizó una entrevista personal con el viceministro de Energía Diego Mesa y su equipo trabajo. Por el otro, se trató de concretar una reunión con Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas, la cual no fue posible; no obstante, su equipo de trabajo envió respuesta a las preguntas de CT, vía correo electrónico.

Como primera instancia, se ha resaltado el protagonismo que ha tenido el gas natural en Colombia y su dinamismo en los diferentes sectores del país. En esa medida, el viceministro de Energía, manifestó que la transcendencia de este hidrocarburo radica por sus diferentes usos: es una de las principales fuentes de energía de las comunidades por el tema de la cocción; también, es utilizado en materia comercial por el sector térmico; por ultimó manifestó que el 30 % de la matriz energética colombiana funciona con combustible fósil y la mitad de ese porcentaje corresponde al gas.

Para Naturgas, este recurso es 100% natural y frecuentemente no necesita de ningún tipo de procesos para su utilización, tampoco requiere almacenamiento y tiene un suministro constante en los hogares colombianos. Igualmente, la Asociación recalcó que es un combustible amigo del medio ambiente, económico y se está constituyendo, hoy por hoy como una alternativa energética.

Con respecto a las principales regiones productoras del país y la prospectividad gasífera, siempre sobresalen los campos de la Guajira, Chuchupa y Ballena, los cuales actualmente se encuentran en declive. En esa medida, Mesa, confirmó que en los Llanos Orientales se localiza Cusiana y Cupiagua; siendo las principales fuentes de gas en Colombia, asimismo agregó: “aunque, hay otros campos menores distribuido en la cuenca del Valle Magdalena Inferior y hay mucho potencial costa afuera (offshore) y con el tema de Yacimiento No Convencionales (YNC) se evidencia un potencial importante es esos territorios”.

Apropósito de las actividades offshore y los YNC, la Asociación informó: “en el desarrollo de proyectos de mar, se sigue avanzando con la firma de los contratos, para aprovechar el potencial de siete y 30 teras en el mar caribe y desde el 2014 se han descubierto los pozos Orca, Kronos, Purple Angel y Gorgon”. Sumado a lo anterior, notificó que en reservas la ANH para el 2018, muestra una potencia de recursos prospectivos de 13 TCF; lo que significaría triplicar las reservas de gas natural.

El viceministro manifestó que el actual declive de los campos Chuchupa y Ballena y con el análisis de la Upme, se puede concluir que hay un faltante temprano para los principios del 2022; dependiendo de como se vayan desarrollando los descubrimientos. Por tal razón, confirmó que existe un potencial offshore y de YNC, que servirá para reemplazar o inclusive para aumentar la producción de gas; sin embargo, añadió: “hay una demora entre la etapa de explotación y en la etapa de producción, estamos hablando de cinco a siete años, sobre todo en el tema costa afuera, que puede ser más largo”.  

Ligado a lo anterior, Mesa agregó que existe un dilema: “tenemos una preocupación de la posible escasez de gas a corto plazo, y por eso están explorando otro suministro de gas importado en el Pacífico. Pero sabemos, que en el mediano y largo plazo sí hay un potencial muy grande para reemplazar la producción”

En relación al fracking, que está en su punto de polarización y actualmente se encuentra en debate, el Gobierno y la Estatal propusieron su implementación para el aumento de las reservas gasíferas que están en declive. De esta manera, en la información entregada por Naturgas se puede rescatar lo siguiente: “podemos hacer fracking responsable, gracias a la regulación robusta y exigente que permita hacer una actividad sostenible con el medio ambiente”. Según lo notificado por la Asociación, Colombia tiene un potencial entre cuatro y 24 teras en YNC, principalmente en el Valle Medio del Magdalena, Cesar y Catatumbo.

Por su lado en este punto, Mesa y su equipo de trabajo, de nuevo manifestaron que es importante desarrollar los YNC. Ahora bien, con respecto a la fracturación por perforación horizontal, comunicó lo siguiente: “en este momento hay cuatro contratos de nueve que están en proceso de licenciamiento ambiental, en Cesar y Santander; específicamente en Puerto Wilches, San Martín y Barrancabermeja. Aunque estos están suspendidos por el Consejo de Estado”.

En este asunto es imperativo recordar que la implementación de esta técnica depende de varios factores, en especial están las medidas cautelares que expidió el Consejo de Estado en el 2018. Igualmente, aún se está a la espera del informe de la nueva Comisión de Expertos por parte de la Universidad Nacional; es decir, la decisión final sobre la ejecución de este procedimiento sigue en vilo y más con la posición de las comunidades que rechazan totalmente la llegada de este a sus territorios.

Desde otro ámbito, la industria gasífera actualmente enfrenta un desafío importante: la infraestructura  y la necesidad de mejorar la calidad del transporte de este recurso. En este asunto, Naturgas informó lo siguiente: “la industria sigue avanzando y modernizándose, en el último lustro se agregaron 278 km de red de gasoductos de transporte en el país, con los cuales se llegó a 7.499 km.”

Además, la Organización comunicó un punto relevante: “a corto y mediano plazo tendremos nuevas inversiones en infraestructura cercanas a los US$1.300 millones. En estas se destacan, la construcción del gasoducto Jobo-Cartagena– Barranquilla; los cuales, garantizan el suministro de gas al centro del país desde Casanare. Adicional, se incluye la planta de regasificación del Pacífico”.

En materia de infraestructura, el viceministro manifestó que es imperativo tener un gasoducto el cual conecte el Pacífico con el resto del país. Para esta cartera es prioritario hacer una doble vía de estos canales, debido a que es necesario hacer una interconexión de la infraestructura de gas.  Al mismo tiempo agregó: “hay muchos retos en relación a este punto, pero el inmediato es tener una fuente regional de gas importado y el gasoducto para concretar a donde se decida hacer esa planta; la propuesta, es que se haga en el Pacífico, de igual manera se está mirando el mapa de las tuberías del país”.

Para finalizar, Naturgas informó que la transición energética es un tema que está ligado estrechamente con la industria del gas, ya que este hidrocarburo es fundamental para cumplir los compromisos ambientales del Acuerdo París. Con respecto a este asunto, el viceministro añadió lo siguiente: “el gas es uno de los elementos que ha tenido una demanda constante, debido a que tiene los beneficios más destacables en las emisiones de gases de efecto invernadero, comparado con carbón y petróleo”.

Para el viceministerio las energías renovables y el gas natural, pueden reemplazar el carbón y al petróleo en el mediano plazo. Cabe resaltar, que este recurso tiene un potencial muy grande, en la medida que genera electricidad en los próximos 20 0 30 años; y mientras el carbón este en declive y el petróleo se encuentra en un estancamiento, el gas puede ir encaminado al crecimiento.

Por último, la industria gasífera al igual que la petrolera enfrenta problemas de índole social y ambiental. Para el caso del gas, la conflictividad se concentra en los asuntos sociales, debido a que las comunidades en medio siglo XXI siguen utilizando leña para los procesos de cocción, tal es el caso en los departamentos de Sucre y Córdoba. También, los ciudadanos no sienten las compensaciones económicas, ni perciben los beneficios en sus territorios tras las actividades extractivas de las compañías dedicadas a explotar este combustible.

El viceministro concluyó lo siguiente: “hay que diferenciar el tema social de los ambiental, yo creo que la conflictividad es por un asunto social. Aquí es importante pensar en las comunidades, los beneficios económicos y la distribución de las regalías en sus territorios; inclusive, hay una propuesta de anticipar un porcentaje de bolsa de regalías, durante la etapa de exploración a estos municipios, para que no tengan que esperar hasta la producción de este recurso”.

Conclusiones

En el 2018 la industria gasífera cumplió 50 años. Este hidrocarburo se encuentra dentro de las principales fuentes de energía con el petróleo y carbón, y en comparación a estas alternativas, es la menos corrosiva con el medio ambiente.

En los años 70 en Colombia este sector empezó a tener transcendencia, tras los primeros descubrimientos en la Guajira de los campos Chuchupa y Ballena, y junto con estos hallazgos el país empezó a girar hacia otras alternativas energéticas más eficientes, económicas y abundantes. Después, regiones como los Llanos Orientales, el Valle del Magdalena y Putumayo lograron arrojar resultados en cuantos a prospectividad de este combustible; especialmente, en los Llanos que representan el 75 % de reservas de este hidrocarburo.

Tras lo anterior, el actual reto que tiene el Gobierno es garantizar la autosuficiencia en gas debido a que las reservas totales están en 3.782 de vida útil; significando 9,8 años, lo que abre la puerta a la preocupación de empezar a importar este combustible desde el 2023.

Debido a esto el Ministerio de Minas y Energía, encabezado por María Fernanda Suarez, y Ecopetrol están en la búsqueda de este recurso por medio de las actividades offshore en la región del Caribe; además, de proponer de nuevo la implementación del fracking. En últimas declaraciones en medios de comunicación, el presidente de la Estatal, Felipe Bayón, aseguró que esta técnica puede ayudar aumentar las reservas de gas hasta 70 años; especialmente con las explotaciones de yacimientos en Cesar y el potencial que tiene el Catatumbo y el Valle Medio del Magdalena.

Sumado a este desafío, otra meta para este Gobierno es la masificación de este hidrocarburo en los territorios del país y más en las regiones productoras. Como lo manifestó Suarez en el conversatorio: Desarrollo energético del Cesar, “algo que indigna a las comunidades es tener un pozo de gas a lado de sus casas y no contar con el servicio”. Siendo una realidad que viven los habitantes de los departamentos de Sucre y Córdoba, en donde se encuentran uno de las cuencas más importante del país (Valle del Magdalena) y es inconcebible que estén usando leña para sus labores diarias.

Por otro lado, el gas natural juega un papel esencial en el proceso de transición energética mundial, ya que genera electricidad, proporciona calor para los procesos industriales y es fundamental en las actividades del hogar. El cambio climático que está viviendo mundo lleva a la necesidad de avanzar hacia una canasta energética de fuentes renovables más limpias y este combustible fósil es el paso inicial para esta transformación, ya que denota una disminución de los gases efecto invernadero, cercana al 50 % frente al carbón y al menos 30 % con respecto a otras fuentes de energía.

La industria del gas natural va a seguir siendo pionera en la seguridad energética mundial; además, de ser un combustible fósil, comprometido con el medio ambiente. Este recurso ayuda a satisfacer la creciente demanda energética global y al mismo tiempo complementan los sectores económicos más importantes. El siguiente paso, es eliminar el carbón de la matriz energética actual y poner en marcha la utilización de energías renovables como la solar, la eólica e hidráulica; y la flexibilidad del gas natural apoya a la integración.

En relación a Colombia, es prioritario empezar a realizar acciones concretas para el adecuado desarrollo de esta industria. También, es necesario labores puntuales para motivar la inversión, exploración y el aumento de la demanda de gas natural. Por último, la transición energética esta próxima a cumplirse y el país no se puede quedar atrás en este proceso, ni mucho menos de depender de un único recurso, como el petróleo; con la prospectividad gasífera que se tiene se puede enfocar la mirada a otras alternativas más limpias y eficientes, para responder la demanda energética y contribuir a mejorar el medio ambiente.

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