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    Fracking

    Esta es una locación en Vaca Muerta, Neuquén (Argentina), segundo productor de petróleo en ese país.
    Esta es una locación en Vaca Muerta, Neuquén (Argentina), segundo productor de petróleo en ese país.

    ¿Qué es, para qué sirve y cómo se realiza el fracking? Fracking en Colombia

     Muchas personas creen que saben realmente qué es el fracking, ya que recientemente ha entrado en el vocabulario público, pero en realidad hay una gran confusión. No se trata de fracturar rocas. En realidad es un proceso para estimular el fluido de energía. De hecho, su nombre en español es Estimulación Hidráulica.

    Ahora, muchos creen que el fracking solamente se utiliza para extraer gas y petróleo, pero eso falso. El fracking es una de las maneras más utilizadas para limpiar pozos desde hace más de 65 años.

    ¿ENTONCES CÓMO FUNCIONA EL FRACKING EN EL CONTEXTO DEL GAS Y PETRÓLEO?

    El fracking es un proceso que dura hasta dos semanas y sirve para explorar la existencia de petróleo o gas en lugares donde las técnicas convencionales no funcionan. ¿Por qué? Estos lugares, conocidos como Yacimientos No Convencionales, están a profundidades entre 1.500 y 2.400 metros (alrededor de 9 Torres Colpatria). En ellos se encuentran rocas de esquisto o lutitas (conocidas como shales en inglés) que pueden contener hidrocarburos.

    El fracking consiste en inyectar agua a alta presión para generar fisuras más pequeñas que una hebra cabello en estas rocas. Cuando el proceso es considerado “completo”, el pozo está listo. Luego, con una pequeña válvula, el pozo comienza su producción hasta por treinta años dependiendo de sus reservas, sin necesidad de realizar una nueva estimulación hidráulica. Es decir que el fracking es una parte del proceso perforatorio; una vez se realiza, no se vuelve a utilizar por el resto de la vida del pozo.

    Hay muchas personas que argumentan que las fisuras pueden ser más grandes. Es importante saber que sólo en ocasiones excepcionales la extensión de las fisuras puede llegar a kilómetros, por eso las empresas siguen marcos regulatorios para evitar la afección de acuíferos superficiales.

    ¿SÓLO SE INYECTA AGUA EN EL FRACKING?

    No. El líquido utilizado para realizar la estimulación hidráulica está compuesto por 90% agua, 9.5% arena y 0.5 % de aditivos químicos. Uno de los más usados es el “guar”, un elemento que se utiliza también en la fabricación de helados. Este líquido sirve para mantener abiertas las fisuras y permitir que el gas o el petróleo se liberen de la formación o yacimiento y pueda fluir hasta la superficie.

    ¿POR QUÉ ES TAN POLÉMICA ESTA TECNOLOGÍA?

    En Colombia se ha generado una discusión de puntos extremos sobre fracking. Quienes no están de acuerdo con la implementación de esta tecnología, sostienen que su aplicación tiene varios riesgos como el aumento de la actividad sísmica, alto consumo de agua y afectación de aguas subterráneas y superficiales. Sin embargo, muchos no saben que ya se cuenta con la tecnología disponible para evitar que se produzcan; adicionalmente existen planes para mitigar impactos en caso de alguna eventualidad.

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    Mitos y verdades del fracking o ingrese a la verdad del fracking

    ¿Se utilizan grandes volúmenes de agua?

    Durante la vida útil de un pozo, que puede ser más de 20 años, el agua requerida para fracking es en promedio de 20 mil metros cúbicos por pozo, lo que equivale a ocho piscinas olímpicas. El agua se utiliza una única vez en la vida del pozo, por lo cual, el volumen equivaldría en promedio a menos de una piscina por año.

    De acuerdo con el Ideam, el sector de hidrocarburos demanda 1,6% de agua del total de las actividades económicas del país. En un escenario de desarrollo del fracking este porcentaje podría aumentar a 1,7%.

    En Colombia se establece que el uso del agua deberá ser otorgado en función del caudal de las fuentes de agua disponibles, el cual debe ser solicitado a la autoridad ambiental, acompañado de un estudio donde se demuestra que no se afecta el caudal ecológico. Adicionalmente, establece las prioridades para el uso de agua, asegurando el desarrollo humano, económico y social, dando prioridad al interés general de la comunidad.

    La tecnología del fracking no necesariamente usa agua de fuentes naturales, también permite el uso de aguas residuales provenientes de otros procesos industriales. Adicionalmente, permite la reutilización de fluidos para nuevas estimulaciones. Estas dos alternativas disminuyen significativamente el uso del recurso hídrico superficial o subterráneo.

    ¿El fracking contamina acuíferos?

    La construcción adecuada de pozos durante la fase de perforación es clave para proteger los acuíferos aprovechables y se realiza bajo los más altos estándares internacionales.

    Los pozos se construyen hasta con seis barreras (tubería y cemento) que aíslan las aguas subterráneas para prevenir su contacto con los fluidos inyectados y/o producidos por el yacimiento.

    El fracturamiento hidráulico ocurre en promedio a más de 3.0 kilómetros por debajo de los acuíferos aprovechables para consumo humano, lo que equivale a 70 edificios de 20 pisos uno encima del otro. Este espesor de roca actúa como aislante e impide cualquier contaminación.

    ¿Se utilizan químicos que afectan la salud pública?

    En el fracking se utilizarían entre 4 y 16 clases de aditivos químicos y la composición, por norma, debe ser entregada a la autoridad ambiental. Los requerimientos aplicables en Colombia indican que estos aditivos no entran en contacto con el ambiente ni con las comunidades porque su manejo se hace mediante sistemas cerrados.

    Los aditivos frecuentemente utilizados, que componen tan solo el 0.5% de los fluidos de estimulación, son de uso común y están presentes en productos utilizados de forma cotidiana: cloruro de sodio (sal de mesa), surfactante (jabones, limpiavidrios, detergentes), ácido acético (vinagre), goma guar (helados, crema dental) isopropanol (tintes para el cabello), sales de borato (cosméticos).

    Sismicidad inducida

    Las operaciones de fracking producen unicamente microsismos que no son perceptibles para el ser humano. El Servicio Geológico Colombiano monitoreará la actividad sísmica en tiempo real donde se están desarrollando operaciones, y en conjunto con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, pueden detener la actividad si se detectan eventos mayores a 4 en la escala de Richter. Además, el reglamento técnico de yacimientos no convencionales establece que se deben identificar y ubicar fallas geológicas activas con el objetivo de mantener una distancia mínima de 1 kilómetro para hacer la estimulación hidráulica multietapa.

    Contaminación del aire por fugas

    Para evitar y mitigar las emisiones, la industria, como medida obligatoria, usa tanques cerrados para el almacenamiento de insumos, del fluido de estimulación y del fluido de retorno. Adicionalmente, se hace un monitoreo permanente de la calidad del aire en el área de influencia de los proyectos.

    No está permitido realizar venteos de gases a la atmósfera y en el caso de requerir quemas, se debe garantizar la combustión completa para evitar la emisión de metano. El metano es uno de los recursos que se está buscando extraer y aprovechar de manera controlada, por lo tanto su fuga y pérdida se evita a toda costa, aspecto que es supervisado por las autoridades ambientales y técnicas competentes.

    Los aditivos frecuentemente utilizados, que componen tan solo el 0.5% de los fluidos de estimulación, son de uso común y están presentes en productos utilizados de forma cotidiana: cloruro de sodio (sal de mesa), surfactante (jabones, limpiavidrios, detergentes), ácido acético (vinagre), goma guar (helados, crema dental) isopropanol (tintes para el cabello), sales de borato (cosméticos).

    Impacto paisajístico

    En un campo de yacimientos no convencionales se pueden perforar múltiples pozos horizontales desde una sola plataforma en superficie, minimizando considerablemente el área intervenida y haciendo más eficiente el uso del suelo.

    De los bloques asignados, usualmente se interviene menos del 1% del área en los procesos de exploración y producción de hidrocarburos en los YNC.

    Colombia cuenta con leyes e instrumentos de ordenamiento territorial que garantizan la no intervención de ecosistemas estratégicos y áreas protegidas en el desarrollo de los proyectos de hidrocarburos. La licencia ambiental es el mecanismo mediante el cual la autoridad ambiental autoriza o restringe la ubicación de la infraestructura a usar en cada proyecto.

    Ya se ha hecho fracking en Colombia

    A la fecha no se ha realizado fracking, conocido como las actividades de estimulación hidraulica multietapa en pozos horizontales en yacimientos no convencionales. Durante los últimos 40 años se han realizado miles de trabajos de estimulación hidráulica en pozos verticales en los departamentos de Meta, Putumayo, Huila, Santander y Norte de Santander sin verse comprometidos los acuíferos, la disponibilidad de agua o la salud pública.

    Preocupaciones más comunes: preguntas y respuestas

    1. El fracturamiento genera sismos

    La energía liberada en el fracturamiento hidráulico no es suficiente para crear sismicidad, solo microsismos imperceptibles al ser humano. El reglamento técnico de yacimientos no convencionales establece que la estimulación hidráulica multietapa debe conservar una distancia mínima de 1 kilómetro de las fallas geológicas activas.

    En el caso de Oklahoma (EE. UU.), donde se observó aumento de la microsismicidad y de la ocurrencia de sismos de entre 5 y 6 grados en la escala de Richter, esos efectos no se debieron al fracturamiento hidráulico, sino a la inyección excesiva de agua proveniente de yacimientos convencionales y no convencionales en algunos estratos profundos del subsuelo cercanos a fallas mayores que cruzan el basamento. Esto se previene en Colombia con el estudio de exploración que se realiza del área previamente para conocer la ubicación, el tamaño y la actividad de estas fallas. En el país está regulada la inyección de agua y la distancia de estos pozos con respecto a fallas activas, con el fin de prevenir la sismicidad inducida.

    Además, el Servicio Geológico Colombiano monitorea la actividad sísmica, por medio de una red local, en tiempo real, y en conjunto con la Agencia Nacional de Hidrocarburos pueden detener la actividad si detectan eventos cuya magnitud supere los 4 grados.

    2. Hay contaminación de los acuíferos

    La construcción de los pozos se hace bajo los más altos estándares internacionales. Así, los pozos quedan hasta con seis barreras (tubería y cemento) que aíslan los acuíferos aprovechables para prevenir su contacto con los fluidos inyectados o producidos por el yacimiento. La estimulación hidráulica se realiza en promedio a más de 3 kilómetros por debajo de los acuíferos aprovechables para consumo humano, lo que equivale a 70 edificios de 20 pisos, uno encima del otro. Este espesor de roca actúa como aislante e impide la contaminación de los acuíferos.

    3. Las fugas de gas contaminan el aire

    ​Para evitar y mitigar las emisiones, la industria, como medida obligatoria, usa tanques cerrados para el almacenamiento de insumos y de los fluidos de estimulación y de retorno. Adicionalmente, se hace un monitoreo permanente de la calidad del aire en el área de influencia. No está permitido realizar venteos de gases a la atmósfera, y en el caso de requerir quemas, se debe garantizar la combustión completa para evitar la emisión de metano. Este gas es uno de los recursos que se busca extraer y aprovechar de manera controlada.

    4. Uso de químicos tóxicos y secretos

    ​Entre 4 y 16 clases de aditivos químicos se utilizan en el proceso de estimulación hidráulica, y la composición de esas sustancias debe ser entregada a la autoridad ambiental antes y después de las actividades.
    Los aditivos no entran en contacto con el ambiente ni con las comunidades porque su manejo se hace en sistemas cerrados. Por ejemplo, los más utilizados en la actividad –que componen el 0,5 % del fluido de estimulación, conformado por agua, arena y aditivos– son de uso común, tales como cloruro de sodio (sal de mesa), surfactante (jabones, limpiavidrios, detergentes), ácido acético (vinagre), goma guar (helados, crema dental) isopropanol (tintes para el cabello) y sales de borato (cosméticos).

    5. Ya se ha hecho ‘fracking’ en Colombia

    A la fecha no se ha realizado fracking, es decir, actividades de estimulación hidráulica multietapa en pozos horizontales en yacimientos no convencionales (YNC). Durante los últimos 40 años se han realizado miles de trabajos de estimulación hidráulica en pozos verticales en los departamentos de Meta, Putumayo, Huila, Santander, Norte de Santander, La Guajira y Cesar, sin que los acuíferos, la disponibilidad de agua o la salud pública hayan sido comprometidos. En Colombia, también desde hace décadas, se han perforado pozos horizontales.

    Lo que no se ha hecho es la combinación de las dos tecnologías (estimulación hidráulica multietapa y perforación horizontal) al mismo tiempo.

    6. Las plataformas impactan el paisaje

    ​En un campo de yacimientos no convencionales (YNC) se pueden perforar múltiples pozos horizontales desde una sola plataforma en superficie, lo que minimiza considerablemente el área intervenida y hace más eficiente el uso del suelo. De los bloques asignados, usualmente se interviene menos del 1 por ciento del área en los procesos de exploración y producción de hidrocarburos en los YNC. Colombia cuenta con leyes e instrumentos de ordenamiento territorial que garantizan la no intervención de ecosistemas estratégicos y áreas protegidas.

    7. Las fisuras se pueden extender hasta los acuíferos

    Las fisuras que se generan durante la estimulación hidráulica son solo de milímetros de espesor – 2 mm–, y estas no se cierran debido a los granos de arena inyectada. Las fisuras tienden a crecer más en forma horizontal que vertical, alcanzando dimensiones de 100 a 200 metros hacia los lados y de 25 a 50 metros hacia arriba muy lejos de la superficie.
    La energía utilizada durante la estimulación es limitada–una actividad de bombeo dura de 2 a 4 horas por etapa–, por ende, el crecimiento de las fisuras en sentido vertical y horizontal también lo es.

    8. Se usan grandes volúmenes de agua

    ​Durante la vida útil de un pozo, que puede ser más de 20 años, el agua requerida es en promedio de 20.000 metros cúbicos. El agua se utiliza una única vez en un mismo pozo, y el fluido de retorno se puede reutilizar para el siguiente, el volumen equivaldría a menos de una piscina por año. De acuerdo con cifras del Ideam, el sector de hidrocarburos utiliza 1,6 por ciento del total del consumo de agua de todos los sectores económicos del país. En un escenario de desarrollo del fracking, este porcentaje aumentaría 0,1 por ciento.

    9. Sale a la superficie material radioactivo

    No todos los yacimientos no convencionales (YNC) contienen materiales radioactivos. En Colombia, los estudios realizados en pozos estratigráficos en el área del Magdalena Medio y Cesar Ranchería no han determinado hasta ahora la presencia de materiales radioactivos que superen los límites expedidos por el Minminas. Los términos de referencia para la exploración de YNC adoptados por la resolución 0421 de 2014 del Minambiente exigen monitoreo constante antes, durante y después de cualquier actividad, y todos los resultados sobre radioactividad natural son reportados a las autoridades competentes.​

    Colombia lleva diez años de regulación para que haya una operación segura

    El marco regulatorio para que en el país se pueda iniciar el fracking no está en pañales como algunos creen. Desde hace 10 años, el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Ambiente y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), principalmente, empezaron a trabajar en la regulación, la cual incluso será más drástica que la fijada para la operación en yacimientos convencionales.

    “Se está haciendo una regulación tan estricta que un analista dijo que va a terminar por impedir que se desarrollen los yacimientos no convencionales (donde se haría el fracking). Pero así son las reglas de juego”, ha dicho el presidente de la ANH, Orlando Velandia.

    El punto de partida fue el documento Conpes 3517 del 2008, que fijó como política pública consolidar el marco normativo para exploración y producción de gas metano en depósitos de carbón y la reglamentación para esta contratación. Luego, el Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014 priorizó los yacimientos no convencionales (YNC) como estrategia para garantizar el futuro abastecimiento energético del país.

    Para preparar el marco regulatorio aplicable directamente al fracking, el exviceministro de Energía Orlando Cabrales Segovia –hoy presidente de Naturgás– lideró el Programa de gestión del conocimiento. Para ello tuvo en cuenta las experiencias y reglamentaciones exitosas sobre el tema en otros países, incluyó consultas con 24 expertos internacionales de alto nivel, talleres y visitas a sitios donde impulsan la técnica como EE. UU. y Canadá. Tras fijarse cuáles serían los procedimientos para operación de YNC, se expidieron dos reglamentaciones claves para que la operación con fracking en Colombia sea segura.

    Con la resolución 90341 del 27 de marzo del 2014, el Minminas dispuso los requerimientos técnicos y procedimientos que se deben cumplir para operación en YNC. La otra resolución fue la 0421 del 20 de marzo del 2014 del Ministerio de Ambiente, que fijó los términos de referencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para la exploración de hidrocarburos en YNC y que las autoridades exigen para otorgar la licencia ambiental para la operación. La industria petrolera habla de que el EIA contiene 900 requerimientos.

    Prohibiciones y exigencias

    • El marco regulatorio para mitigar los impactos que pueda generar el fracking fijó que antes de perforarse un pozo se debe hacer un estudio hidrogeológico del
      área de influencia.
    • Los pozos que se construyan para inyectar los fluidos que servirán para fracturar la roca deben tener varias barreras de protección.
    • El fracturamiento hidráulico solo se podrá hacer a kilómetros de profundidad, muy por debajo de los acuíferos que están entre los primeros 500 m.
    • Los pozos de exploración no se pueden hacer a menos de 1 km de la falla geológica activa, y los pozos de inyección, a menos de 2 km.
    • Si se detecta un evento sísmico superior a 4 en la escala de Richter con epicentro en la zona, se suspenderá la operación de inyección.
    • Para prevenir los daños ambientales fueron prohibidos los vertimientos de fluidos (que contienen agua, arena y aditivos químicos) a las fuentes hídricas y el suelo.
    • Las aguas de retorno no podrán almacenarse en piscinas abiertas, sino en tanques sellados. Allí permanecen temporalmente.
    • Para evitar la contaminación del aire, no se pueden hacer venteos de gas. Estos deben someterse a una combustión completa, para conversión a dióxido de carbono
      (C02).

    ‘Fracking’, un debate necesario

    Colombia necesita opciones responsables para la autosuficiencia energética y las finanzas públicas.

    Más allá de la autosuficiencia energética que tiene el país desde 1986 (tras el desarrollo del campo Caño Limón) y que hoy se evidencia en situaciones cotidianas como tanquear el carro, prender la estufa para preparar el desayuno, calentar el agua para bañarse o encender el aire acondicionado, el sector de petróleo y gas se ha convertido en una de las principales fuentes de recursos para el desarrollo del país.

    Ahora, en medio del bajón de los últimos años en las inversiones en exploración, de la producción, de unas reservas de crudo que hoy están en 1.782 millones de barriles (5,7 años de autosuficiencia) y de la poca oferta de contratos de gas para el sector industrial, el país está en un debate político sobre el aprovechamiento de los hidrocarburos no convencionales, a través de la técnica de fracturamiento hidráulico de la roca que genera los hidrocarburos, conocido como fracking, y que recientemente le permitió a Estados Unidos ser el primer productor mundial de petróleo.

    Las proyecciones de la industria petrolera muestran que solo con este tipo de recursos se podrían incorporar entre 2.400 millones y 7.400 millones de barriles adicionales de crudo a las reservas y al mismo tiempo despejar en el largo plazo el panorama para el abastecimiento de gas natural, pero además volverían a crecer los ingresos de la renta petrolera, que llegan a través del impuesto de renta, dividendos de Ecopetrol y regalías, cuya reducción en los últimos años llevó a ajustar los impuestos y recortar los gastos.

    En efecto, hoy, cuando el Gobierno colombiano tiene un faltante de 25 billones de pesos en el presupuesto del 2017, según las cifras de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), muestran que entre el 2007 y el 2016 la renta petrolera fue de 198 billones de pesos, equivalentes en promedio a un 22 por ciento de los ingresos corrientes del gobierno central, pero cuyo aporte fue bajando al punto que el año pasado fue de solo 0,1 por ciento del PIB, según el Ministerio de Hacienda.

    “No se nos olvide que uno de cada cuatro pesos de los ingresos tributarios los aporta este sector y 4 de cada 10 que invertimos en el desarrollo social regional se derivan de las regalías petroleras”, dice el presidente saliente de la ANH, Orlando Velandia, al destacar la importancia de los aportes de la industria petrolera en la economía.

    Precisamente, entre el 2009 y agosto del 2018, según el funcionario, las regalías causadas por la explotación de hidrocarburos bordean los 60 billones de pesos. A esto se suma, de acuerdo con la entidad, la inversión social de las empresas, que entre 2009 y 2011 fue de 76.397 millones de pesos, pero que luego de los ajustes hechos al contrato petrolero, fijando un porcentaje mínimo obligatorio, sumaron 814.623 millones de pesos entre 2012 y 2017. Ismael Arenas, presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros (Aciem), destaca que este es un actor estratégico de la economía, que ha procurado desarrollar el principio de exploración responsable en función de la protección del medioambiente, la calidad de vida de las comunidades y el desarrollo de las regiones.

    El potencial por aprovechar

    Analistas de la industria petrolera indican que para extender la autosuficiencia y mantener lejos el fantasma de las importaciones se necesitan incorporar, como mínimo, 1.300 millones de barriles de petróleo a las reservas existentes, tarea en la que se puede avanzar con el desarrollo de proyectos como el recobro mejorado (extraer más) en campos actuales, el inicio de nuevas áreas en tierra y de proyectos en el mar.

    Pero es en los yacimientos no convencionales (YNC), a través del fracking, donde están depositadas las esperanzas no solo para triplicar sino hasta cuadruplicar los recursos, manteniendo un ingreso constante para las alicaídas finanzas públicas. Para Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), no está garantizado que se siga produciendo, como mínimo, 860.000 barriles durante los próximos 10 años, por el declive natural de muchos de los campos.

    Las proyecciones del gremio estiman que si se cumplen las expectativas de las empresas que están validando la presencia de crudo en los YNC para su posterior desarrollo, la primera producción se daría en el 2024, con unos 43.200 barriles día, volumen que tendría un crecimiento sostenido hasta llegar a los 123.000 barriles diarios en el 2028. Y es que las firmas interesadas en la actividad estiman no solo dicho potencial entre 2.400 millones y 7.400 millones de barriles recuperables de petróleo en la zona del Magdalena medio, sin contar el gas en la cuenca Cesar- Ranchería, que además de dar más años de autoabastecimiento, desencadenarían una serie de beneficios económicos para las regiones productoras y para las cuentas nacionales y regionales.

    Ecopetrol calcula que con el desarrollo de los YNC los municipios terminarían recibiendo 1.000 millones de dólares en regalías petroleras adicionales cada año. Héctor Manosalva, vicepresidente de Desarrollo y Producción de Ecopetrol, explica que en la región del Magdalena medio, donde se concentraría esta operación, y que es estratégica por estar cerca la refinería de Barrancabermeja, se generarían 124.000 empleos, entre directos e indirectos.

    Asimismo, los encadenamientos asociados a la provisión de bienes y servicios para el sector petrolero tendrían un incremento representativo, toda vez que el desarrollo de los YNC generaría 8.500 millones de dólares en inversión anual (el 60 por ciento de la inversión extranjera del 2017). Otro beneficio derivado de los YNC estaría en el aumento de las exportaciones, que se calcula en 15.000 millones de dólares. “Esto contribuiría a cerrar el déficit de la balanza comercial”, señaló Manosalva.

    Con estas proyecciones, las compañías y entidades rectoras del sector de petróleo y gas están listas a avanzar en el desarrollo de esta actividad, con bases técnicas y científicas, de cara al país. De hecho, la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez, sostiene que los YNC se pueden hacer de manera responsable y segura. Y señala que si no se desarrollan y sin un campo grande como Cusiana (Casanare), será muy difícil encontrar reservas de esa magnitud.

    Unas tarifas de gas al alza son señal de la necesidad de explorar y producir

    Hablar del fracking en Colombia también significa, según los expertos de la industria de hidrocarburos, tranquilidad en materia energética de largo plazo para los más de 9 millones de familias que hoy tienen gas en sus hogares y las industrias que han encontrado en este energético una salida al suministro de sus máquinas de producción. Sin embargo, aunque las importaciones de gas licuado (GNL) tienen el objetivo de abastecer la demanda de gas de las centrales térmicas de la costa Atlántica, sobre todo en periodos de sequía, dichas plantas no se abastecen todo el tiempo de este combustible, lo que ha generado una presión al alza en los precios del gas local.

    Según el informe del sector del gas natural del 2017, entregado recientemente por Promigás, hay preocupación porque el precio en boca de pozo ha tenido un crecimiento anual del 20 por ciento desde su liberación en el 2013, lo que ha afectados la competitividad de la industria y la demanda futura.

    Hoy, la situación la sienten los industriales, especialmente los que están en la región Caribe, quienes en un contrato en firme tienen que pagar entre 6 y 7 dólares por millón de BTU (unidad británica de medición calórica) y hasta 9 dólares para contratos interrumpibles, cuando hace apenas unos años el valor era cercano a los 4 dólares.

    Usuarios, los afectados

    En este último caso, los afectados no solo son las empresas sino los usuarios de gas vehicular. Los gremios del sector advierten que este año, cuando se están negociando las tarifas de gas a cinco años, en la que los distribuidores aseguran su abastecimiento, se verán dichas presiones al alza.

    Agrega que el próximo año, cuando las agencias mundiales han pronosticado una probabilidad del 85 por ciento de que ocurra un nuevo fenómeno del Niño, los consumidores verán reflejado esto en el valor de las facturas de energía eléctrica, ya que es en esos momentos cuando se activa el parque térmico para producir electricidad, que utilizará en su mayoría un gas más caro (importado y local).

    De acuerdo con los gremios, con la exploración y explotación de la cuenca Cesar-Ranchería, en donde está el potencial de gas natural no convencional, se podrían triplicar, por lo menos, las reservas del país. El documento de Promigás muestra que Colombia tiene recursos estimados entre 20 y 40 terapiés cúbicos de gas no convencional (las reservas actuales suman 2,89 terapiés cúbicos al corte del 2017), lo que equivale a un rango entre 20 y 30 años de reservas de gas, situación que cambiaría radicalmente el panorama energético de Colombia.


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