Mientras el Grupo Banco Mundial (GBM) anunciaba que no habrá más recursos para financiar la exploración y producción de petróleo y gas a partir de 2019, varias organizaciones en Bogotá discutían sobre la conveniencia de los yacimientos no convencionales.

La decisión del GBM no afecta los planes de inversión que tienen empresas como la estatal Ecopetrol porque “no financiamos proyectos con el Banco Mundial”, según dijo un vocero de la petrolera colombiana. El presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), Julio César Vera, señaló que “no son muchos los recursos que llegan al país por esa vía”.

El GBM aclaró que “en circunstancias excepcionales, se analizará la posibilidad de financiar este tipo de operaciones en los países más pobres, en los casos en que se generen beneficios claros para el acceso de los pobres a la energía y el proyecto se corresponda con los compromisos asumidos por el país en cuestión en el Acuerdo de París”.

El foro sobre los yacimientos no convencionales, organizado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Ecopetrol y Acipet, congregó a representantes de la industria petrolera y algunas asociaciones defensoras del uso del agua y el medio ambiente.

El vicepresidente ejecutivo de Ecopetrol, Héctor Manosalva, dijo que la extensión donde se encuentran los yacimientos no convencionales es de 11.000 kilómetros cuadrados y enmarca un 56 % en Santander, 28% en Cesar, 8% en Bolívar y 7% en Antioquia. “Hay acumulación de crudo en la formación La Luna y El Tablazo” y la acumulación de aceite es de 119.000 millones de barriles, que “comparado con lo no convencional, que es de 54.000 millones, casi multiplicaría por dos estos recursos”.

Manosalva dijo que existe la posibilidad de recuperar con factores de recobro entre 2,7 y 7,4 millones de aceite equivalente. Analistas del sector consideran que el país no se puede dar el lujo de dejar estas reservas en el subsuelo colombiano cuando requiere recursos para recomponer sus cuentas fiscales.

El vicepresidente de la estatal petrolera manifestó que varios análisis técnicos “nos permiten hacer un cálculo preliminar entre 36.000 y 119.000 millones de barriles de aceite original (crudo)” que se puede sacar de la región.

Ecopetrol tiene una posición del 57 % sobre la formación La Luna, Conoco Phillips un 9 % y Exxon Mobil un 2 %, y un 16 % con otras compañías y otro porcentaje igual que está en bloques de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para ser asignados. En El Tablazo, la otra formación con potencial, Ecopetrol tiene un 50 % de posición y existen áreas por desarrollar.

Manosalva señaló que, en función de los actuales precios internacionales del crudo, el potencial en el valle medio del Magdalena podría estar entre 250.000 barriles con una cotización a US$70 por barril, y si fuera a US$50 estaría en 50.000 barriles. “Pero si se introducen eficiencias, hay una mejor condición de precios. Sobre los US$70 podríamos pensar en producciones cercanas a 400.000 barriles por día en el valle medio del Magdalena”.

Recordó que desarrollar estos proyectos comprometería recursos para los próximos 20 años por cerca de US$42.000 millones, pensando que hay que perforar unos 7.000 pozos en el área. Con precios a US$50 por barril, los ingresos para el Estado serían entre US$40.000 millones y US$100.000 millones, “esto tal vez es el proyecto y el sector que mayor perspectiva de crecimiento tiene para la economía nacional”, indicó el vicepresidente de Ecopetrol. En cuanto a regalías e ingresos para la Nación, se podría estar pensando entre US$10.000 millones y US$25.000 millones.