“Venimos trabajando en la posibilidad de una segunda regasificadora en Puerto Bahía”

Frontera Energy es una de las compañías petroleras más importantes del país. Tiene un rango estimado de generación de entre 41.000 a 43.000 barriles diarios, en el transcurso de este año. Además, la compañía planea construir una segunda regasificadora en Puerto Bahía, en Cartagena.

Orlando Cabrales Segovia, presidente de Frontera, comentó cómo le ha ido a la compañía en el último tiempo, los planes de energía renovable y nuevos horizontes para el sector del gas en el país.

¿Cuánto proyectan cerrar en producción de barriles de petróleo para 2025?

La guía que nosotros le dimos al mercado a principio de este año es que íbamos a estar en un rango de entre 41.000 y 43.000 barriles día, entre Colombia y algo en Ecuador.

¿Van a hacer una segunda planta de regasificación Spec en Puerto Bahía?

Puerto Bahía ha sido un puerto, del cual Frontera es dueña casi de 100%, que ha tenido una inversión de alrededor de US$650 millones.

Es un puerto multipropósito, tiene una terminal de líquidos, donde manejamos en promedio alrededor de 60.000 barriles al día en promedio. Tenemos una capacidad de almacenamiento de 2,4 millones de barriles, ocho tanques de 300.000 barriles cada uno.

Hemos identificado dos proyectos adicionales importantes para el puerto. Uno es construir con Gasco un terminal de importación de GLP.

El estimado que tenemos es que por ahí en el cuarto trimestre de este año iniciaríamos construcción de ese terminal de importación de GLP.

Adicionalmente, dada la necesidad que tiene el país de tener volúmenes de gas importado, hemos venido trabajando en la posibilidad, y es un proyecto, todavía no está aprobado, la posibilidad de hacer una segunda terminal de regasificación en Cartagena, en Puerto Bahía. Es un proyecto que le hemos presentado al mercado como una posibilidad, creo que esto es una esto es una solución de país.

¿La nueva apuesta es la importación de gas natural licuado, GNL?

Sí, también tenemos un campo que en este momento está siendo líquidos, donde el gas se inyecta, para mantener la presión y poder recobrar el máximo volumen de líquidos, junto con Parex, nuestro socio en ese campo, que es el B1, en el Valle Inferior del Magdalena y lo que estamos viendo, con Parex, es que podríamos tener una producción de gas.

Estamos definiendo los volúmenes, pero más o menos podría estar alrededor de los 20 millones de pies cúbicos, que no va a ser una diferencia el mercado, pero estamos trabajando como productor de gas en ese tipo de alternativas.

El país necesita complementar su producción de gas para los próximos años, no sabemos hasta cuándo y creo que el mensaje más importante es que todos los agentes del mercado de gas, junto al Gobierno, tenemos que encontrar la forma más eficiente de traer ese gas.

¿Cómo equilibran la transición energética con la necesidad de producir hidrocarburos?

Nuestro foco es obviamente la producción de petróleo y gas, en eso estamos enfocados. Ahora tenemos proyectos para reducir las emisiones de CO2.

Por ejemplo, tenemos una tercera parte de la demanda energética de la compañía conectada al Sistema Nacional de Transmisión.

Tenemos un campo que se llama el campo Hamaca, en Puerto Gaitán, que es un campo remoto, está muy lejos del sistema, cuya generación eléctrica es con productos líquidos.

E hicimos un parque solar junto a Enel de nueve mega vatios y en este momento está aportando 25% de los requerimientos energéticos del campo. El proceso de producción sí tiene oportunidades para reducir la huella de carbono.

¿Qué evaluación hace de la seguridad jurídica del sector?

Tenemos contratos y hemos venido funcionando los últimos años, al operar los contratos vigentes. No hemos tenido ningún inconveniente en ese sentido. Tenemos socios en Colombia, Ecopetrol, Parex y Geopark en Ecuador y seguimos funcionando común y corriente.

¿Qué evaluación hace del ambiente en el sector?

Como compañía, hemos mantenido la producción de estos años. Nuestra producción ha estado en los niveles que le acabo de mencionar, entre 41.000 y 43.000 fue la guía que le dimos este año al mercado. El año pasado dimos una guía de entre 40.000 y 42.000.

¿Cómo evalúa la salida de Shell de los proyectos offshore en el Caribe?

Lamento la decisión, me parece que entre más compañías haya en el país, creo que es mejor para todo el mundo.

¿Cómo va Campos Rubiales?

Ecopetrol lo está operando desde 2016 y entiendo que hay una investigación de la Anla de temas antes de la entrega. Estamos tranquilos con eso.