Se llegaría al millón de barriles diarios en tres años, según Germán Arce

Hay incertidumbre de oferta de energía para 2021, 2022 y 2023

Heidy Monterrosa - hmonterrosa@larepublica.com.co

A pesar de que durante el Gobierno de Juan Manuel Santos los precios del crudo tuvieron una fuerte caída; en los últimos ocho años la inversión extranjera creció 70% en el sector minero energético. En Inside LR, el ministro de Minas y Energía, Germán Arce, hizo un balance sobre los avances de este sector y analizó cuáles son los desafíos a futuro.

La producción de barriles de petróleo ha aumentado y los precios de las referencias internacionales están por encima de US$70 por barril. ¿Se podría hablar de una recuperación del sector petrolero?

Las cifras lo demuestran. Durante estos últimos años el PIB minero energético creció 48%, y estamos hablando de años donde tuvimos el más drástico ajuste de precios a la baja, entre 2015 y 2016. Entre el pico promedio de 2013, que fue el último año bueno, y comienzos de 2016, los precios cayeron casi 76% en promedio. Sin embargo, el sector, en promedio e incluyendo los años malos, ha producido $381 billones. En la década anterior, donde tuvimos cinco o seis años de precios altos, se produjo un PIB de $257 billones. Tuvimos dos años de crisis, pero de allí ya salimos, lo que sucede es que los resultados de este sector no se dan en un año. Primero se recuperan las señales de precio, luego la inversión, la exploración y, por último, aparecen los barriles.

¿Cuándo vamos a volver al millón de barriles diarios?

Ya tuvimos dos años en los que estuvimos por encima del millón de barriles diarios. Yo creo que nos vamos a demorar dos o tres años en llegar nuevamente a esos niveles de nuevo. La inversión es la que realmente te dice si en dos o tres años vas a tener mejor actividad. En 2018, vamos a superar las metas que nos pusimos para este año, pero si por cualquier razón la inversión en el sector se estanca, la recuperación en producción no va a ser en la misma velocidad.

¿Cuál es el potencial del país en la contratación para la exploración y explotación de petróleo y gas costa afuera?

Una cosa es tener recursos y la otra es que el costo de sacarlo no es viable. Costa afuera es una frontera que empezamos a desarrollar y a enviar señales regulatorias en 2011. La campaña exploratoria que se desarrolló el año pasado ha sido la más grande que se ha realizado en el país en una frontera nueva. Estamos hablando de US$1.000 millones en exploración. Perforamos ocho pozos, en la década anterior había sido uno. Hace 30 años que no hacíamos exploración en el Caribe. Los resultados de la campaña exploratoria nos dieron una tasa de éxito que no hemos tenido en ninguna otra área, que fue de 50%. De ocho pozos perforados, cuatro dieron hallazgos positivos, es decir, las señales exploratorias son muy buenas.

¿El retraso de Hidroituango pone en riesgo la oferta de energía en el país?

Empezamos a ver unos momentos críticos, la planeación de las subastas que ofrecen firmeza, que son las que van a concurso de cargo por confiabilidad, están diseñadas para atender el pico de demanda con un año de Niño, así que todos los años los proyecta con este Fenómeno, pero no todos lo tienen. Si se tiene fenómeno de Niño y la demanda alta del sistema se tiene que cubrir con energía en firme, empieza a tener problemas desde 2021. Si no ocurre esto, la capacidad que tiene el sistema es suficiente para atender la demanda media, para lo que hay que prepararse es para esos picos.

Nuestra expectativa es que la Creg va a lanzar tres mecanismos. Uno es una subasta de reconfiguración, en la que se recoge la información de cuál es la demanda alta del año, cuál es el escenario hidrometeorológico y eso permite que las compañías reorganicen sus obligaciones. La segunda medida es llamar a una subasta de expansión. En este momento, hay incertidumbre (para 2021, 2022 y 2023) de que la energía firme del sistema sea suficiente para atender los picos de demanda con año de Niño. La tercera medida es cargos administrados, que son proyectos existentes que tienen energía en firme disponible y que no está contratada.

¿Con qué alternativas cuenta Colombia para suplir la generación que iba a aportar Hidroituango?

Todas porque Colombia tiene crudo, gas, carbón, sol, agua, viento y biomasa. Colombia no tiene problemas de recursos, la cuestión es cuáles de esos recursos son más económicos, sostenibles en el largo plazo y ofrecen mejor comportamiento en la matriz de generación, que es algo en lo que hemos venido trabajando para el ingreso de renovables no convencionales.

El perfil
Germán Arce es economista de la Universidad del Valle con una maestría en Valores, Banca e Inversión de la Universidad de Reading. Antes de ser nombrado Ministro de Minas y Energía fue gerente del Fondo Adaptación, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y Viceministro de Hacienda. Entre sus cargos también destacan otros como el de Director General de Crédito Público y Tesoro Nacional en el Ministerio de Hacienda o el de vicepresidente de Mercados Globales y Tesorería del banco Hsbc.

LOS CONTRASTES

  • Julio César VeraPresidente de Acipet

    “Para que la producción llegue al millón de barriles, la inversión deberá ser superior a US$7.000 millones y se tendrá que hacer mucho énfasis en recobro mejorado”.

Hidroituango no iba a entrar a operar a tiempo
De acuerdo con una auditoría realizada en marzo, el proyecto de la Hidroeléctrica de Ituango estaba retrasado 263 días antes de que iniciara la emergencia que tiene en crisis el proyecto desde abril.

En el informe de la auditoría realizada por Deloitte y contratada por XM, el administrador del mercado de energía, se concluyó que “el atraso en el cronograma verificado para la entrada en operación comercial de las cuatro unidades es de 263 días, es decir, que la última unidad entraría en operación el 21 de agosto de 2019”.

Por otro lado, en el mismo reporte se mencionaron algunos riesgos relacionados con aspectos hidrológicos que podrían afectar el desarrollo y la ejecución del proyecto.

Entre estos se mencionaron algunos que efectivamente han ocurrido durante la emergencia, tales como un alto nivel de lluvias y crecientes del río Cauca que podrían disminuir la probabilidad de éxito del cierre de los primeros túneles de desviación, la inundación de la casa de máquinas y retrasos en la aplicación de materiales impermeables en la presa.

A raíz de la emergencia en el proyecto, Empresas Públicas de Medellín (EPM) comunicó que la primera unidad del proyecto, que iba a iniciar operación el primero de diciembre de este año, entraría al mercado en diciembre de 2021. Sin embargo, el ministro de Minas y Energía, Germán Arce, señaló que hasta el momento a su cartera no se le ha presentado ningún estudio técnico que respalde la entrada del proyecto para esas fechas.

Desde que inició la crisis en el proyecto de Hidroituango, EPM trabajó en aumentar la cota del relleno prioritario, para disminuir el riego de una avalancha ante una creciente del río o por el incremento de lluvias, y en atender a las comunidades asentadas aguas abajo.

Según información de un comunicado reciente, la empresa, con una inversión de $3.140 millones, puso al servicio de la comunidad un mega albergue ubicado en la vereda de Sevilla, en el municipio de Valdivia.

El albergue tiene capacidad para hospedar a 500 familias y cuenta con espacios para carpas individuales por familia, baños, duchas, zona de comida y refugios para mascotas.

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