Potencial en 8 cuencas revive la urgencia del ‘fracking’ para superar la escasez de gas

Con la llegada del gobierno de Abelardo De La Espriella, renació la expectativa de recuperar la autosuficiencia en gas natural mediante la explotación de yacimientos no convencionales a través del controvertido fracking. Tras más de 15 años de debates regulatorios, políticos y ambientales, el sector sostiene que el país finalmente está preparado para implementar esta técnica. Expertos de la industria coinciden en que el subsuelo colombiano alberga un enorme potencial de hidrocarburos no convencionales, que lejos de limitarse al Valle Medio del Magdalena, se extiende a lo largo de otras siete cuencas. Según precisa el experto energético Sergio Cabrales, la cuenca de Sinú-San Jacinto encabeza el potencial de gas natural con hasta 66 terapiés cúbicos (tpc). Le siguen el Valle Inferior del Magdalena con 18 tpc, Cesar-Ranchería con más de 10 tpc, y el Valle Medio del Magdalena, que suma hasta 13 tpc junto con 7.000 millones de barriles de petróleo. No obstante, Alberto García, presidente de Drummond Energy, proyecta cifras aún más optimistas: señala que Cesar-Ranchería concentra cerca de 23 tpc y 4.000 millones de barriles de crudo, mientras que el Magdalena Medio podría aportar hasta 8 tpc y 12.000 millones de barriles de petróleo. A este panorama se suman los recursos identificados en el Catatumbo (1,4 tpc) y el Valle Superior del Magdalena (7 tpc), así como el potencial petrolero adicional estimado para la cordillera Oriental (3.900 millones de barriles) y la cuenca Caguán-Putumayo (700 millones de barriles). Sin embargo, César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy y experto en el sector, subraya que la estrategia inicial debe enfocarse en las áreas con mayor potencial y donde existe un conocimiento geológico y operativo más profundo. En esta línea, resalta la cuenca Cesar-Ranchería gracias a la experiencia de casi dos décadas desarrolladas por Drummond —lo que facilitaría una pronta puesta en producción—, así como el Valle Medio del Magdalena, estratégico por su cercanía a la red de infraestructura nacional. Complementando esta visión, Sergio Cabrales enfatiza que el Magdalena Medio ofrece condiciones idóneas para acelerar el desarrollo de los recursos no convencionales, precisamente por contar con un entorno logístico e industrial ya consolidado. Factores como el corredor férreo Santa Marta-La Dorada, el puerto fluvial de Barrancabermeja, el gasoducto Ballena-Barrancabermeja, la red de oleoductos hacia Coveñas y la presencia de operadores experimentados en la zona serían determinantes para reducir los costos logísticos frente a otras regiones del país. No obstante, Vera aclara que hacia el futuro no se debe descartar ninguna zona. A medida que Colombia avance en su curva de aprendizaje, el país deberá explorar alternativas en el Valle Inferior del Magdalena, Sinú-San Jacinto, el Piedemonte, las áreas offshore y los proyectos de recobro mejorado. ‘Fracking’ sin pilotos El punto de partida para los yacimientos no convencionales en el país se fijó con los proyectos piloto de investigación integral Kalé y Platero, ubicados en Puerto Wilches (Santander) y adjudicados entre 2020 y 2021 a Ecopetrol y ExxonMobil. Sin embargo, tal como señala Juan Carlos Hurtado, presidente (e) de Ecopetrol, el escenario cambió en 2022 cuando ambas iniciativas fueron suspendidas. Hurtado explica que Kalé podría reactivarse una vez se consoliden las condiciones financieras, legales y ambientales requeridas, mientras que, en el caso de Platero, sería necesario retomar la solicitud de licencia ambiental que permanece congelada desde hace cuatro años. A pesar de esta suspensión, el presidente (e) de Ecopetrol asegura que la compañía ha mantenido su trabajo conjunto con Occidental Petroleum (Oxy) en la cuenca del Permian (Estados Unidos). Este enlace ha permitido capitalizar el aprendizaje en yacimientos no convencionales y formar profesionales capacitados para liderar las iniciativas en Colombia cuando las condiciones lo permitan. Este aprendizaje internacional no se limita a la petrolera estatal; Sergio Cabrales señala que operadores como GeoPark también han acumulado un conocimiento en la formación Vaca Muerta (Argentina), factor que aceleraría la adopción de estas técnicas en el territorio nacional. "Esta experiencia, sumada a la infraestructura existente, podría acelerar la curva de aprendizaje en la explotación de recursos no convencionales, una opción cada vez más relevante para fortalecer la seguridad energética del país", agrega. Frente al esquema de los proyectos piloto, Luz Stella Murgas, presidenta de Naturgás, afirma que Colombia perdió siete años en el debate de estas iniciativas a pesar de contar con una regulación técnica, operativa y ambiental debidamente avalada por el Consejo de Estado. Según la dirigente gremial, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) debería tramitar la reconversión de estos contratos para otorgar de forma directa el derecho de exploración y explotación a Ecopetrol, lo que permitiría reactivar los proyectos suspendidos una vez se obtengan las licencias ambientales. "Colombia no necesita los pilotos. Tenemos una tecnología comprobada en Estados Unidos y Argentina", sostuvo, al tiempo que recordó que "grandes jugadores se fueron del país porque no tuvieron reglas claras para poder invertir en fracking, como ConocoPhillips y ExxonMobil". La urgencia de tomar decisiones responde a un déficit energético apremiante. Armando José Cuello, viceministro de Energía, advierte que Colombia requiere disponer de toda la oferta disponible ante la escasez actual de gas natural. De hecho, más del 30 por ciento del gas consumido en el país es importado, por lo que los yacimientos no convencionales y el fracking representan una alternativa clave para aprovechar la producción local. "La seguridad energética no debe pelear con la sostenibilidad; ambas deben ir de la mano. Seremos muy rigurosos para que las cosas se hagan, pero que se hagan bien", concluye. En esta misma línea, Alejandro Castañeda, presidente de Andeg, asegura que ante el desabastecimiento de gas es indispensable "destrabar el fracking", pues lo considera la única vía para cubrir los faltantes derivados de la declinación de los campos maduros y del megaproyecto Sirius en el offshore. Castañeda explica que, aunque Sirius aportará cerca de 400 millones de pies cúbicos diarios hacia 2031, la demanda de gas crecerá a ritmos de entre el 4 por ciento y el 5 por ciento anual, mientras la producción de los yacimientos actuales cae aceleradamente. Por ello, advierte que, además del fracking, el país tendrá que avanzar en la construcción de nuevas terminales de importación. "Si no somos capaces de generar nueva actividad ni de atraer nuevas inversiones en exploración y producción de petróleo y gas, no podremos cubrir los faltantes existentes y continuaremos dependiendo de la importación a futuro", añade. Los desafíos La viabilidad financiera del fracking plantea retos de gran escala. Alberto Consuegra, exvicepresidente ejecutivo operativo de Ecopetrol, advierte que esta técnica "no será una solución inmediata, sino que tomará varios años". Consuegra señala que la actividad exige jugadores de gran tamaño con capacidad para asumir inversiones masivas: en la fase inicial, la perforación de un pozo piloto puede costar hasta 100 millones de dólares, y solo al avanzar en la curva de aprendizaje se logrará descender a 15 millones de dólares por pozo, lo que implicaría cerca de 1.500 millones de dólares anuales para desarrollar 100 pozos. Además, resalta que 100 pozos no resolverán de inmediato la escasez del país, por lo que sugiere mantener apuestas simultáneas en el Piedemonte Llanero, resolviendo de manera prioritaria las consultas previas y los consensos comunitarios. En cuanto a la atracción de capitales, el presidente de Drummond Energy —compañía que tiene cuatro contratos firmados para explotar yacimientos no convencionales— calcula que este tipo de iniciativas podría atraer hasta 10.000 millones de dólares en inversiones durante los próximos cuatro años. No obstante, advierte que los plazos de retorno de estas inversiones superan los periodos presidenciales, por lo que la inestabilidad en las políticas energéticas entre una administración y otra genera una "incertidumbre gigantesca" que termina ahuyentando a los inversionistas. García equipara operativamente el fracking con una obra civil que, aunque no está exenta de riesgos, debe ejecutarse bajo estándares estrictos. "Como los edificios o las casas, se pueden hacer bien o se pueden hacer mal; pero, dado el volumen de operaciones que se requieren en Colombia, estas cosas se deben y se tienen que hacer bien", insiste.