PetroleoYfuturo.4052902

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Copyright © ANH 2009

Agencia Nacional de HidrocarburosCalle 99 No. 9A-54, Torre 3, piso 14Bogotá, Colombia www.anh.gov.co

Coordinación editorial:Lina María Melguizo UribeMaría Candelaria Posada

Diseño y concepto gráco:Nancy Beatriz Cruz Sánchez

Fotografías:Freddy GómezAndrés Pardo

Primera edición, febrero de 2009

Impreso en ColombiaPrinted in Colombia

ISBN 978-958-98237-1-2

Prohibida su reproducción total

o parcial, por cualquier medio,

sin permiso escrito de la ANH.



Caa de Mn de Mna y Enegía 9

Caa de Dec Genea de a Agenca Nacna de Hdcabu, ANH 11

plAN DE iNvErsióN 2008-2025 13pan de nene de gende cncmen de a ANH (añ 2008-2025) 15n Agenca Nacna de Hdcabu, ANH. 2007

GEstióN DE iNforMACióN téCNiCA 23Banc de nmacn eea 25n Agenca Nacna de Hdcabu, ANH. 2008

potENCiAl GEolóGiCo 35Eauacn de ecu y ecenade duccn 37n iHs saegc Cnung sece. 2008

Eauacn, negacn, neeacn yeneeacn de a nmacn umnada y cnuada aa a nda Cabe 43n Habun-landmak. 2007

pduccn de cmbube íquda a de cabn aa e ca cmban 53n Mne de Mna y Enegía. Undad de paneamen

Mne-Enegc. UpME, 2007

reea de cud eaden a cuenca de lan oenae 65n Habun-landmak. 2006

Eauacn de enca de ecude enegía n cnencna en Cmba 73n Ahu D. le. 2008

pErspECtivAs soCio-AMBiENtAlEs 8Eece, enambaje y aaje de bque man uje a exacnde hdcabu 8n inu de inegacne Mana y Cea:

J Ben ve de And. 2008

Guía aa aca a cmuncacn 8n pcuaduía Genea de a Nacn. 2007

Guía ambena aa exacn ímcamana en agua ceánca cmbana 9n Mne de Ambene, venda

y Dea tea. 2008

semazacn de eud ambenaegenead e ec 10n inu de Hdgía, Meegía

y Eud Ambenae de Cmba, iDEAM. 2007

pErspECtivAs DE AUtosUfiCiENCiA 10Deñ de una íca nega de ecde enegc aa e ca cmban 10n fundacn Bache. 2006

Emacn, aná y cmaacn de cde exacn y duccn de hdcabuen a cuenca cmbana 12n Z Enegy Gu, ZEG. 2007

Eauacn ecnmca de a duccnde un ba de ee y un mn de ecúbc de ga 13n Cen de Eud be Dea Ecnmc, CEDE.

Unedad de Ande. 2005

Eud aa a muacn de una eaeganacna de abaecmen enegc 15n Ahu D. le. 2006

Cnend





9

Para mí es un orgullo presentar esta compilaciónde estudios y prospectivas sobre la energía enColombia. Desde el 2002, El Gobierno Nacio-

nal ha tomado acciones decisivas en materia de polí-tica petrolera con el n de revertir la declinación en

la producción y conservar la autosuciencia del país.Con la creación de la Agencia Nacional de Hidro-carburos, ANH, se encargó a ésta la administración delsector de hidrocarburos colombianos y se logró asíseparar de su doble rol de entidad reguladora y em-presa petrolera a Ecopetrol. Así mismo, fue funda-mental la adopción del nuevo contrato de regalías,impuestos y derechos, que reemplazó al de asociación.Además, se introdujo el contrato de evaluación téc-nica, TEA, mediante el cual se puede asignar un áreade gran tamaño para realizar trabajos de supercie y

así obtener mejor información sobre la presencia dehidrocarburos en una zona especíca.

Estos hechos lograron dar un importante impulsal sector, atrayendo nuevas empresas y permitiendque otras regresaran después de haber abandonadel país. Es importante mencionar que la implementción de la Política de Seguridad Democrática, ha con

tribuido decididamente al crecimiento de la indutria al disminuir el riesgo en las operaciones.En la actualidad Colombia presenta un régime

atractivo, estabilidad económica y política (entre lamejores de Latinoamérica), una Agencia plenamenoperativa y una elevada conanza entre los inversinistas. El gran potencial geológico, el cual está entlos 2000 y 4000 millones de barriles en cuencas con cidas, es sólo el comienzo de un futuro energético aúpor descubrir.

HernánMartíne

Ministro de Minas y Energ

Caa de Mn de Mna y Enegía

m Puerto Carreño, Vicha





políticas petroleras

11

Caa de Dec Genea de a Agenca Nacna de Hdcabu, ANH

La Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, desde su creación en 2003, ha tenido entre sus principales funciones la evaluación del potencial

hidrocarburífero del país y la promoción del sector.Para la ANH fue claro desde el comienzo que la me-

jor manera de darle cumplimiento a estas disposicio- nes era a través de la profundización en el conoci-miento y entendimiento de la industria, por lo que hainvertido considerables recursos en la adquisiciónde información por medio de estudios técnicos quehan contribuido decididamente a dar luces sobre elpresente y el futuro del sector, ayudando a tomar decisiones estratégicas, y alineadas con la realidad denuestro país y del mundo.

Importantes rmas consultoras han apoyado lalabor de la ANH, dejando como resultado una serie derelevantes estudios que hemos querido compilar enesta publicación y poner en conocimiento de los ciu-dadanos y de la industria. Es primordial aclarar quese trata únicamente de extractos de los principales aspectos de las investigaciones, y que los documentoscompletos están disponibles para consulta en la ANH.

Estamos poniendo a disposición información geo- lógica regional, nuestros planes para la gestión de lainformación técnica, diversos estudios sobre el poten-cial geológico de nuestro país, y las perspecti vas encuanto al manejo socio-ambiental y abastecimiento.

Por otro lado, quisimos aprovechar esta oportuni-

dad para editar una publicación que sirviera tantopara entregar información técnica como para promo-cionar la riqueza natural de Colombia, por este mo-tivo decidimos ilustrar el libro con fotos que ree-jan la belleza de nuestros paisajes. De esta forma, lasfotos incluidas a lo largo de la publicación son igual-mente protagonistas.

Para la ANH es un placer hacer entrega de esta importante información que será una herramienta fundamental para las entidades del sector. Estamos sguros de que encontrarán el libro tanto interesancomo hermoso.

arMando zaMor

Director Genera

m Playa en Puerto Carreño, Vicha





plANDE iNvErsióN

2008-2025



m Río El Bordo, Nari




15

pan de nene de gende cncmen de a ANH (añ 2008-2025)n agencia nacional de Hidrocarburos, anH. 2007

Presentación

Los planes de inversiones exploratoria de la Agen- cia Nacional de Hidrocarburos, ANH, se realizanteniendo en cuenta un orden de prioridad de

las cuencas sedimentarias, su grado de conocimien to

geológico y geofísico, la dinámica del mercado hi dro-carburífero y el interés de los inversionistas, entreotros factores.

En este contexto los planes de inversión se ajus-tan a procedimientos establecidos para el estudio de

las cuencas sedimentarias tal y como se muestra ela gura 1 en donde se presenta el orden en que srealizan los diferentes tipos de estudios, antes de etrar en un proceso de asignación de áreas. Se puedapreciar que los métodos siguen una lógica deduct

va que conducen a la identicación de áreas prospetivas de hidrocarburos.

Métodos remotos

Métodos de superficie

Imágenes del subsuelo

Análisis y muestreo del subsuelo

Integración y modelamiento

Tipos de estudio

Descubrimientode hidrocarburos

Conocimiento geológico de las cuencas Identificación de prospectos

ANHCompañíaspetroleras

Asignaciónde

Áreas

1 2 3 4 A B5

Figura 1. Gráfco que ilustra los dierentes tipos de estudios que realiza la ANH para mejorar el conocimiento de las cuencas sub-exploradas del paí



colombia: petróleo y futuro

Para cumplir con sus objetivos, la ANH desarrollóun plan de inversiones exploratorias en las cuencaspetrolíferas de Colombia para el periodo 2008-2025.

En él se incluyen estudios de aeromagnetometría, ba-timetría, cartografía geológica, sísmica 2D, pozos es-tratigrácos y análisis petrofísicos, geoquímicos, bio-estratigrácos. Con ellos se quiere reducir el riesgogeológico de las cuencas del país y en consecuenciamotivar la inversión extranjera. El orden de las inver-siones ha sido planicado en función de las rondasde negociación. De esta manera, en los últimos añosse han realizado diferentes estudios en las cuencas delos Llanos Orientales, área de crudos pesados (ron-das 2007 y 2008), Sinú-San Jacinto (ronda 2008),

Cordillera Oriental, área de Soápaga (ronda 2008) y Cesar-Ranchería (ronda 2008) y se planea la OpenRound 2009-2010 en las cuencas Chocó, Tumaco onshore y off shore, Sinú-Urabá, Caguán-Putumayo, Vau- pés-Amazonas, Guajira, Cauca-Patía y Los Cayos.

En este documento se hará una breve presentacióndel plan de inversión (2008-2025) de acuerdo a cadauno de los métodos empleados para incrementar elconocimiento geológico de las cuencas con nes ex-ploratorios.

Metodología general

Para realizar el Plan de Inversiones (2008-2025) laANH realizó un ejercicio administrativo en donde serevisaron los documentos de planicación produci-dos con anterioridad y que permitieron ajustar lasperspectivas exploratorias al marco misional (Mo ros,2004; IHS energy, 2005 a y b), luego se llevó un in-

ventario del conocimiento geológico y geofísico delas cuencas y las prioridades en función del potencialprospectivo de cada una de ellas, para realizar estu-

dios de exploración. Se consideró que en las cuencasdeben existir fases de conocimiento que respondena estudios geológicos regionales básicos y deniciónde los diversos tipos de plays. Estas investigacionesbásicas deben ir de lo regional a lo local así:

1. Métodos remotos (estudios aerogravimétricos y aeromagnéticos, batimetría en regiones offshore).

2. Métodos de supercie (estudios regionales dcartografía, geoquímica, petrofísica, bioestratigrafíetc.).

3. Imágenes del subsuelo (sísmica regional).4. Análisis y muestreo del subsuelo (pozos estrtigrácos y piston cores).

5. Integración, modelamiento y evaluación de información con miras a determinar reservas y atraeinversión.

De acuerdo a la evaluación de la información dlas cuencas, éstas se clasicaron en tres grupos:

1. Cuencas inexploradas o tectónicamente complejas.

2. Cuencas sub-exploradas.

3. Cuencas exploradas.En respuesta a esta clasicación se han planteadlos planes de inversión anual.

Es necesario aclarar que debido a los resultados dalgunos de estos estudios, es ne cesario proponer nu

vas investigaciones encaminadas a resolver problmas especícos. Además, se indica que el presupuesde inversión debe revisarse y actualizarse continumente ya que muchas de las investigaciones proyectdas dependen de los resultados (exitosos o no) de loestudios técnicos que se están realizando o se realiz

rán en años próximos por parte de la ANH y/o de lacompañías operadoras.

estudios de exPloración de la anh en las cuencas de coloMbia (2008-2025)Métodos remotos

Los métodos potenciales, gravimetría y magnetmetría, a escala regional, son básicos en la caracterzación geométrica de las cuencas, forma y profunddad del basamento y en la determinación de falla

y estructuras regionales. La meta que tiene la AN

para el año 2025 es un cubrimiento de la totalidad dterritorio nacional con una malla regional de 5 km dseparación entre líneas principales y 10 km entre lneas secundarias. Esto signica cubrir alrededor d112 000 km, por lo que se deben adquirir unos 620km anuales.

16



17

plan de inversiones de gestión de conocimiento de la anH (años 2008-2025)

m Métodos remotos

Actualmente la ANH adelanta programas de gravi-metría y magnetometría en los sectores norte y orien-tal de la Cuenca de los Llanos Orientales, en la Cor-dillera Oriental y en el Putumayo con un cubrimientode 39 400 km.

A corto plazo la ANH tiene planeadla adquisición de una solución tecnlógica para la captura de datos aer

geofísicos y de sensores remotos colo cual se contribuirá al cumplimientde las metras trazadas en el Plan de I

versión de Gestión del Conocimiento

Métodos de supercieLa ANH viene realizado cartograf

geológica, columnas estratigrácas,transectas geológicas, así como lo

diferentes tipos de análisis de las muetras obtenidas en estos estudios (geoqu

mica de rocas y crudos, bioestratigrafípetrografía, petrofísica, historia térmica (AFTA

estratigrafía de isótopos estables, estudios radiomtricos, etc.) en las cuencas poco exploradas, con n de caracterizar los sistemas petrolíferos y concer su potencial hidrocarburífero.

La meta planteada para la ANH es que en cuencacon moderada / baja exploración, se tenga un cubrmiento del 50% de su supercie con cartografía gelógica a escala 1:100 000 en el año 2012 y del 100%en el 2025.

m Métodos de superfcie

N




18

Con el objeto de contribuir al cumplimento de lasmetas propuestas la ANH ha adelantado entre el 2006

y el 2007 proyectos que contribuyan a incrementar

el conocimiento geológico de las cuencas. Dentro losproyectos ejecutados o en ejecución se encuentran:• Análisis petrográco y petrósicos de muestras

para los proyectos de cartografía geológica, 2008.• Cartografía geológica de imágenes de sensores

remotos con control geológico de supercie y un es-tudio tectónico estructural regional a partir del mo-nitoreo sísmico en la cuenca del Urabá, 2008.

• Estudio de Isótopos de Carbono (delta 13C) y Es-troncio (87Sr/ 86Sr) en los depósitos cretáceos-tercia-rios de la Cordillera Oriental, 2008.

• Estratigrafía de la formación La Paila: Un poten-cial reservorio de hidrocarburos en la cuenca del Cau-ca-Patía, 2008.

• Estudio de la evolución térmica en la subcuencade la Baja Guajira, 2008.

• Interpretación geológica de sensores remotos concontrol de campo en el sector occidental de la cuencaCaguán-Putumayo, 2008.

• Inventario y evaluación de la información mi-cropaleontológica en las cuencas sedimentarias deColombia, 2007.

• Cortes estructurales Cordillera Oriental, 2008.• Levantamiento y análisis de columnas estratigrá-

cas cuenca Cauca-Patía, 2008.• Geología de supercie y geoquímica de rocas y

crudos cuenca Chocó, área Buenaventura, 2006.• Evolución térmica de la cuenca Sinú-San Jacinto,

2008.• Desarrollo de un estudio sobre la evaluación del

potencial hidrocarburífero de las cuencas colombia-nas, 2008.

• Análisis e interpretación bioestratigráca de los

proyectos de cartografía, 2005-2006.La ANH tiene proyectado para el 2009 adelantar un

programa de cartografía geológica escala 1:100 000 y adelantar un estudio de la estratigrafía del Cenozoi- co en Colombia.

Imágenes del subsueloLa información sísmica existente en el país se en

cuentra distribuida de manera irregular y principa

mente concentrada en algunas cuencas sedimentrias. Por esta razón, la adquisición y el procesamientde datos sísmicos por parte de la ANH se basa en conceptos regionales que faciliten la denición de la gemetría del basamento, el establecimiento de marcdores para apoyar la estratigrafía sísmica, y el trasladde conceptos exploratorios entre diferentes cuencaEstas ideas consolidan una estrategia de adquisicióde nueva información que facilitará la interpretacióde los datos al permitir amarrar programas sísmicoadquiridos con diferentes tecnologías y parámetro

Sin embargo, no se desconoce que todos los estudioincluidos los de prospección sísmica para cada unde las áreas, dependerán del desarrollo de las cuencas y de la necesidad clara e inmediata de obtener información que permita descartar o revaluar área

Basada en la información sísmica existente en Exploration and Production Information Service, EPI

la ANH realiza un diagnóstico continuo e integral sbre la extensión, diseño y parámetros que deben setenidos en cuenta para el despliegue de los programasísmicos regionales. Un primer ejercicio que sigui

estos lineamientos fue el despliegue de la Línea Símica Trans-Andina ANH-2006-4A. Dicha línea recorrmás de 380 km y atravesó las cuencas de Sinú-SaJacinto, Valle Inferior del Magdalena, Valle Meddel Magdalena y un segmento de la Cordillera Orietal. Los datos sísmicos adquiridos fueron interpretdos de manera integral con datos geológicos, gravmétricos, magnétométricos y geoquímicos en buscde establecer un modelo regional de las cuencas y evdenciar nuevos conceptos exploratorios.

Para dar continuidad a los proyectos sísmicos r

gionales, la ANH tiene planteado realizar durante año 2009 tres programas sísmicos: Sísmica RegionTrans-Andina Sur, Sísmica en el Valle del Cauca la continuidad del programa Sísmica Trans-AndinANH-2008-4B. Adicionalmente se iniciará el fortalcimiento de la capacidad técnica para la adquisicióde programas sísmicos en Colombia.



19


c Imágenes

del subsuelo

Análisis y muestreo del subsueloIncluye los estudios que permiten obtener testigos

de roca en el subsuelo con el n de conocer sus carac-terísticas físicas, químicas, paleontológicas y crono-lógicas.

En el 2008 se adelantó una campaña de slim hoen la cuenca Sinú-San Jacinto. En ella se recuperaro6000 metros de núcleos de roca a los cuales se les etán haciendo análisis petrofísicos, geoquímicos, biestratigrácos, entre otros.

b Análisis y muestreodel subsuelo




Adicionalmente se contrataron 4000 metros en unacampaña de slim hole que será realizada sobre el tra-zado de la línea sísmica transandina.

Para el 2009 se tiene proyectada la realización depozos estratigrácos en las cuencas Choco, Cauca-Pa-tía y Tumaco y adelantar una campaña de slim holeen la cuenca Cauca-Patía. Con ello se contribuye asubsanar la deciencia de información geológica deestas cuencas frontera y se contribuye al cum plimien- to del Plan de Inversiones de Gestión del Conocimien- to y a incentivar la inversión por parte de las opera-doras en cuencas con poca información geológica.

Integración, modelamiento y evaluaciónde la informaciónLa ANH en convenio con las universidades y otras

compañías nacionales e internacionales, ha adelan-tado estudios integrados de la información existentede las cuencas con el n de compilar y evaluar la in-formación existente de las cuencas y poder ofrecerpaquetes de información a los inversionistas. La in-tegración de la información contribuye por una parte

a identicar la geometría del basamento, geometr y estructuras de la cobertera sedimentaria, estudiointegrales de los sistemas petrolíferos (rocas fuent

sello y reservorio), identicación de áreas prospeti vas y estimación de las reservas que conduzcanrondas de negociación, y por otra a reconocer las flencias de información de las cuencas que deben sesuplidas por la ANH. (Ver cuadro pp. 20-21).

referencias

IHS Energy 2005a. Desarrollo de un modelo para evluar y desarrollar estrategias con el n de planea

e implementar inversiones en las actividades eploración y explotación de la industria de hidrcarburos en Colombia. Reporte nal, 68 p.

IHS Energy 2005b. Strategies of Investment Planninand Implementation for the Upstream Hydrocabon Industry in Colombia. Final report, 14 p.

Moros, 2004. Colombia exploration map. Internreport Ecopetrol-ANH.

20

Cuencas

VMM

VSM

LlanosOrientales

Foreland

Norte

Centro

Sur

Piedemonte norte

Piedemonte sur

Foreland

Putumayo Este

Oeste (Área especial ANH)

Este

Norte

Sur

Norte

Sur

Caguán-Putumayo

Catatumbo

Guajira

Sinú-San Jacinto

César-Ranchería

VIM

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 20

F1-2 F1-2 F2-3-4

F3-4F2F1-2

F3-F4F2-F3F2F1-2

F3-F4F2-F3F2F1-2

F2-4-R

F1-2-R■ F1-2-R

F3-4-R

F3-4-R

F4-R

F1-2-RF1-2-RF1-2-R

F2 F2 F2

F1-2-RF1-2-RF1-2-RF1-2-RF1-2-R F1-2-RF1-2-RF1-2-RF1-2-RF1-2-RF1-2-RF1-2-R F1-2-RF1-2

F2-3F1-2

F1-2



21


Noroeste

Soápaga Norte

Soápaga Centro

Soápaga Sur

Piedemonte Oriental

Piedemonte Occidental

Sur

Norte

Sur

Norte

Sur

Norte

Sur

Noreste

Suroeste

Norte

Centro

Sur?

Cordillera

Oriental

Urabá

Cauca-Patía

Chocó

Tumaco

Cayos

Pacífico

Caribe

Amagá

Ciclo de cuencas inexploradas o tectónicamente complejas

Conocimiento básico de la geometría del basamento (Métodos potenciales, geofísica aerotransportada, interpretación imágenes satélite, radar con

o sin control de campo y cartografía geológica y muestreo para análisis básicos, batimetría en areas costa afuera). Revisión de trabajos anteriores.

Vaupés-Amazonas

Fase 1 (6 meses-1 año)

Conocimiento de la geometría de la cobertera sedimentaria, estructuras y rasgos estratigráficos más notables (sísmica 2D, Magnetotelúrica).

Sísmica 1 año adquisición-1 año interpretación.Fase 2 (1-2 años)

Conocimiento integral (directo) del sistema petrolífero (pozo(s) estratigráfico y los análisis que se derivan) Piston core en regiones costa afuera.Fase 3 (1-2 años)

Ciclo de cuencas sub-exploradas

Evaluación de areas libres o inactivas (estudios post-mortem de pozos), proposición de estudios a realizar derivadas de esta evaluación (incluyendo

posibilidad de extracción por técnicas no convencionales).Fase 1 (1 año)

Cuencas exploradas

Liberación de bloques y rondas (poca o nada de intervención de la ANH).Fase 1 (1 año)

Su decisión depende del éxito obtenido de las otras áreas de la

cuenca o en otras etapas de la exploración.

? Estudios multicliente.

Fases F1, 2 y R en función de las áreas libres o inactivas disponible

(*)

■

Ejecución de las actividades que conduzcan a la reducción del riesgo exploratorio (e.g. modelamiento geoquímico, petrofisica, reprocesamiento

e interpretación de sísmica 2D, cartografia).Fase 2 (1-2 años)

RONDA (6 meses-1 año)

Identificación local de prospectos (sismica 2D local o 3D).Fase A (1-2 años)

Perforación de pozo exploratorio.Fase B (1-2 años)

Identificación puntual de áreas prospectivas ("leads") (estudios de integración de la informacion obtenida en las fases anteriores).Fase 4 (1-2 años)

Identificación local de prospectos (sismica 2D local o 3D). Durante la rondas. INDUSTRIA

INDUSTRIA

Fase A (1-2 años)

Perforación de pozo exploratorio. Durante las rondasFase B (1-2 años)

RONDA (6 meses-1 año)

??????

??????

F1-2 (*)

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F1-2 (*)

(*) (*) (*) (*)

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F3

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??F1-2 ? ?

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GEstióN DEiNforMACióN

téCNiCA



m Río Ranchería, Parque Nacional Tayrona




25

Banc de nmacn eean agencia nacional de Hidrocarburos, anH. 2008

a ntecedentes

El Decreto 1760 del 26 de junio de 2003, pormedio del cual el Gobierno Nacional creó laAgencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, como

una Unidad Administrativa Especial, le atribuyó en

el numeral 5.6 las funciones de administración, pre-servación, integralidad y utilización de la informacióntécnica y geológica existente y que se genere en elpaís, como materia prima del proceso exploratorio.

Por otra parte, el artículo 11 del mismo decreto, incluye dentro del patrimonio y recursos de la ANH: “La

inormación geológica y técnica contenida en el Banco

de Inormación Petrolera, BIP , y los activos asociados,

que se escinden de la Empresa Colombiana de Petró-

leos; la inormación técnica y los activos asociados a

la litoteca que se escinden de la Empresa Colombiana

de Petróleos; y, el activo originado en la venta de in o

mación geológica y técnica contenida en el Banco d

Inormación Petrolera, BIP , y en la litoteca” .

coMPonentes del biPEl Banco de Información Petrolera está compuestpor:

•El Sistema de administración de datos, constituidpor el centro de cómputo y la operación de recepción

vericación, catalogación, cargue y suministro de información. En la actualidad el Banco de Informción Petrolera cuenta con más de 1 600 000 unidadede información digital representadas en 890 000 undades físicas, de la siguiente forma:

Sísmica 2D: 297 589 KmLíneas sísmicas 2D: 16 358Imágenes sísmicas: 49 356Programas sísmicos 3D: 114Programas sísmicos 2D: 2307Reportes de observador: 64 137Imágenes pozo: 95 875Registros originales de pozo: 85 069Documentos técnicos: 17 713Mapas: 35 004Registros armados/editados: 1456

Direccionales pozo: 1745Historias de pozo: 104 060Sísmica de proceso: 85 413

Pozos 11 507




26

recuento histórico

En 1998 Ecopetrol denió la necesidad de diseñar usistema de administración de datos que preservar

la historia de la industria de hidrocarburos del paíEn el año 2000 se creó el Banco de Información Ptrolera, BIP, como el repositorio ocial de datos, oprado por la compañía Schlumberger Surenco S.A.

Con ocasión de la escisión de Ecopetrol y la creción de la ANH en 2003, el contrato de operación dBanco de Información Petrolera de Colombia (BIP

EPIS-Exploration & Production Information Servces), suscrito entre Ecopetrol y la sociedad Schlumberger Surenco S.A., fue subrogado a la ANH el 28 djunio de 2004, con el objeto de prestar el “servicio d

inormación de exploración y producción para disñar, implantar, administrar y operar: la recepción

vericación ísica, vericación técnica y carga, sum

nistro y me jo ra de datos e inormación técnica de e

ploración y pro ducción de hidrocarburos, en ormato

digitales y analógicos (medios ísicos)”. El contrato incluyó tres ítems básicos en su alcan

ce: (i) recepción, vericación y carga de la informción que las compañías operadoras deben entregarla ANH; (ii) suministro de información a los usuariopara proyectos de exploración e inversión, incluyen

do programación de cuarto de visualización; y (iii) mantenimiento y administración del centro de cómputo y toda la infraestructura de hardware y softw re del BIP. El plazo de ejecución estaba contempladhasta el 30 de noviembre de 2007.

En el desarrollo de este contrato, el EPIS operó euna plataforma tecnológica de solución de Schlumberger-Surenco identicada como Schlumberger Information Solutions, SIS, certicada con ISO-9001-200que permitía:

• El archivo de los datos originales y procesados d

información de sísmica y pozos, mediante una vericación previa de todos los datos generados de E&P pola operación y servicio de compañías independientecontra el manual de entrega de información.

• Almacenar mapas, columnas y grácos en fomatos de fácil acceso.

• Garantizar el acceso seguro a la información.

• La Cintoteca Nelson Rodríguez Pinilla es el cen-tro de información en el cual se almacenan todos losmedios físicos originales que se encuentran cargados

en la base de datos: documentos, mapas, sísmica, po-zos, etc.• La Litoteca Nacional Bernardo Taborda, ubicada

en Piedecuesta, Santander, es el centro de informa-ción e investigación en ciencias de la Tierra que admi-nistra y preserva las colecciones de muestras de rocadel país y promueve su estudio sistemático orienta-do a la exploración y aprovechamiento sostenible delos recursos minero energéticos y a la investigaciónde los procesos geológicos naturales.



27

banco de información petrolera

• Proveer un portal para la visualización de los da-tos.

• Hacer seguimiento a la evolución del sistema me-

diante indicadores.• Ofrecer cuartos de visualización de datos para po-tenciales inversionistas.

• Soporte a las rondas de promoción mediante lageneración de paquetes de información.

• Proveer soporte en línea para clientes internos y externos.

• Entrega de información a la ANH (o a las compa-ñías autorizadas por la ANH) para potenciales inver-siones.

• Los requerimientos tecnológicos de cargue de in-formación, almacenamiento adecuado y consulta dela misma para dar respuesta a las necesidades de laindustria y el país, requirió una inversión en tecnolo-gía que eliminara los riesgos y tiempos asociados aadministración manual de la información.

La administración del EPIS por parte de la ANH, apartir de la subrogación del contrato, se concentróen especial en mejorar la preservación de la infor-mación, desarrollar actividades especícas como lamejora de las bases de datos, programas de chequeofísico a los datos que no presentaban bandera de ca-lidad, y exigencia del suministro de la información

bajo parámetros estrictos, para lo cual se implemen tó

en septiembre de 2006 del Manual de Suministro dInformación Técnica y Geológica a la Agencia Nacinal de Hidrocarburos.

Durante los últimos años, objeto del éxito de la plítica de promoción realizada por la ANH, se generuna demanda creciente de la información conteniden el EPIS por parte de la industria, y un aumento sinicativo de carga de información en cumplimiende las operadoras al requisito de suministro de infomación a través de los contratos de exploración y prducción, y a su vez, la ANH realizó estudios sísmico

y adquirió cantidades importantes de informacióque debió ser colocada en el EPIS a disposición de industria.

Como parte del control al EPIS, la ANH monitoreregularmente la percepción sobre la calidad del se

vicio por parte de la industria, pues siempre ha sidsu prioridad ser un repositorio conable, ágil y eciente de la información requerida para promovelas oportunidades de exploración.

Entre las estadísticas más importantes de los estudios de mercado que se realizaron se pueden considrar las siguientes:

• Reducción en el número de días requeridos pola industria para recibir la información solicitada, d60 días en 2005 a tres días en 2007.

0

10

20

30

40

50

60

70

2005 2006 2007 2008




28

• Un 24% de las 175 empresas entrevistadas calicaron entre excelente y muy buena la administración dla información técnica provista por el Banco de Información Petrolera.

• Y cerca de un 30% calicó al Banco de Información Petrolera como facilitador de la actividad de explración y producción, durante los últimos tres años.

Una de cuatro compañías califican entre excelente y buenaa la ANH como administradora de la información técnica de E&P

Total base

Escala:

[1] Excelente% TTB

[2] Muy bueno[3] Bueno[4] Regular[5] Malo

173

2

24

50

20 24

4

Calificación de la industria al EPIS como facilitador

de las actividades exploratorias en Colombia

Total base

Escala:[1] Excelente

% TTB[2] Muy bueno[3] Bueno[4] Regular[5] Malo

190 107 168

2005

21

44

3

24

8

2006

0

14

53

1

23

9

2007

17

54

2

20

7

m

Estudio de mercado175 encuestas

(Agosto 2005, diciembre 2006,octubre 2007)

m

Estudio de mercado175 encuestas

(Agosto 2005, diciembre 2006,octubre 2007)



29


c aMbios Presentados en 2007En respuesta al crecimiento de la actividad explorato-ria en el país, el EPIS como solución tecnológica en-contró limitada su capacidad de responder adecua-

damente a las demandas crecientes de la industriaprincipalmente en cuanto a los servicios de cargue y suministro de la información.

Luego de un análisis interno, se detectaron ciertospuntos donde era viable mejorar el modelo de opera-ción. Se procedió por lo tanto a cambiar el esquema deoperación hacia un modelo diferente donde se lo grará

un mayor control por parte de la ANH de la operació y una mayor eciencia en los componentes del sist ma. Se decidió dividir las actividades del EPIS en douna meramente de tecnología de centro de cómpu

to y canales, y otra responsable de toda la operació y prestación de los servicios, entre los cuales se encuentra la vericación y carga de información y el suministro de la misma.

El modelo recibido de Ecopetrol presentaba el sguiente esquema de funcionamiento:

m Puerto Carreño, Vichada

Modelo EPIS hasta 2007

ANH SCHLUMBERGER CLIENTES




30

mundo en proveer servicios de centro de cómput y comunicaciones. Esta UT es la encargada de sumnistrar y operar, de manera ininterrumpida, en ca

dad de hosting y housing el centro de cómputo principal en Bogotá, en hosting el data center alterno eCali, proveer altos canales de comunicación entre lasedes ANH-EPIS-litoteca-cintoteca-centro de cómputprincipal-centro de cómputo alterno, un sistema dalta disponibilidad de conglomerado “cluster” pa ra información pública de la web, así como la mejoren los niveles de seguridad física, lógica, tiempo drespuesta, operación, soporte y mantenimiento.

El nuevo esquema de operación se puede aprecien este gráco:

Acorde con la decisión de reestructuración del mo-delo de operación, la ANH realizó en 2007 dos proce-sos licitatorios. El primero, asignado a Schlumberger-

Surenco, que consiste en la contratación del serviciode gestión, organización, manejo, administración y operación de un centro de recepción y vericaciónfísica, vericación técnica, carga y suministro de in-formación de exploración y producción; y adminis-tración e implementación de software y medios físi-cos en el Banco de Información Petrolera.

Y un segundo contrato para la administración dela plataforma tecnológica de sistemas y comunicacio-nes que fue asignado a la Unión Temporal Synapsis-Telefónica, empresas con amplia experiencia en el

Modelo actual-2008

ANH

DATACENTER

Telefónica

Synapsis

SOFTWARESchlumberger

OPERACIÓNSchlumberger

CLIENTES

Autoservicio



31


La distribución y concentración de las actividadesdel EPIS, entre entidades especializadas en cada unade estas actividades, ha generado una mejor dinámi-

ca en su operación. Las posibilidades propias de cadaactividad han aumentado, generándose nue vas po-sibilidades de servicio como la conexión al ser viciode autoatención a través de VPN, provista por la UT,que permite el acceso a la información por parte dela industria desde diferentes partes del mundo, sinnecesidad de conexión mediante canal dedicado como operaba con anterioridad, lo cual limitaba estetipo de acceso sólo a empresas establecidas en Co-lombia.

Además, este modelo ha permitido mejorar e im-

plementar mayores controles a cada contratista delEPIS sobre las actividades que desarrolla, lo cual ha

repercutido en niveles superiores de seguridad, mdición de actividades, denición de responsabiliddes, contrachequeo de información entre los comp

nentes del sistema, mayor calidad y oportunidad ela prestación de los servicios, entre otros.Este nuevo esquema ha signicado para la AN

una mayor labor administrativa, sobre todo en suprimeras etapas de denición de procedimientos controles, para lo cual ha sido necesario un apoyo m

yor por parte de las rmas interventoras, pero los bnecios obtenidos han justicado los esfuerzos dedcados a su implantación. La ANH considera que un

vez se encuentren implantados los procedimientoadecuados de control, se podrán maximizar los ben

cios obtenidos por esta nueva estructura.

. Jacanas, humedales de Orocue, Casanare




32

Mejoras en el Proceso

La ANH contrató en el año 2007 a la rma NoruegaKadme A.S. para que realizara una evaluación del mo-

delo de negocio del EPIS en comparación con los re-positorios de datos nacionales en el mundo. Este re-porte identicó algunas funcionalidades que se podíanmejorar como son la recepción, preservación y cali-dad; búsqueda, análisis y recuperación, promoción;derechos sobre la información; y reportes en línea.

Las anteriores funcionalidades fueron agrupadasen dos grandes grupos de actividades, la primera deellas, mejorar la promoción como vehículo para atraercompañías inversionistas interesadas en oportunida-

des de exploración; y la segunda, mejorar la preserva-ción como un vehículo para permitir la recopilación,almacenamiento y preservación de todos los activosde conocimiento de E&P que pertenecen al país.

De acuerdo con estas recomendaciones, la Agen-cia inició un proceso de contratación para llevar a ca-bo el cambio en la interfaz de usuario o front-end delEPIS con el n de divulgar y promover la informacióntécnica de E&P, el que resultó en la contratación de larma Kadme AS, por su conocimiento mundial del

tema y del EPIS en particular, para que realizara laintegración de desarrollos de casas productoras, reu- tilización de software de código abierto y desarrollosad-hoc especícos para la ANH, manteniendo siem-pre arquitectura abierta y expandible, previo análisisde requerimientos del modelo de negocios del EPIS con base en la estrategia de promoción diseñada porla entidad.

Se espera que el nuevo portal del EPIS esté en ope-ración en junio de 2009 y tendrá como principales

características un solo punto de acceso a toda la in-formación a través de la búsqueda de texto, una interfaz más veloz para la consulta del catálogo y diferen-tes capas de información pública.

La solución propuesta integrará a su vez otros de-sarrollos de software llevados a cabo para componen-tes puntales del EPIS, todos integrados a la solución m El Estrecho, río Magdalena



33


web, como son el aplicativo Swami por parte del Ins-tituto Agustín Codazzi, IGAC, que administra el meta-dato geográco, y Gabriela, de la Universidad Indus-

trial de Santander, UIS, que administra la informaciónde muestras de rocas. Toda esta solución web estaráintegrada con el software de preservación de infor-mación utilizado en los procesos de la operación ac-tual del EPIS, (back- ofce).

La nueva interfaz web será moderna y robusta;allí se podrán hacer búsquedas de cualquier atributode los diferentes tipos de datos existentes en la basede datos, textuales y espaciales, así como la previsua-lización de formas directamente desde el navegador

de Internet, sin que se requiera software adicionalpara el usuario nal.

Mejoras futuras

La ANH trabaja sobre dos nuevas acti vidades: el dseño del sistema de franquicia para la vericació

cargue y descargue de la información, y la actualizción de la tecnología de preservación utilizada parlos datos, que consistirá en reemplazar las capaciddes actuales de recepción, registro y calidad de la iformación.

Las mejoras en el EPIS buscan aumentar la eciecia en la recepción mediante la simplicación de loprocesos con reglas claras, proveer alternativas de etrega electrónica de la información, mejorar las capcidades de auditaje, proveer una completa disponiblidad de la información y obtener un mejor retorn

sobre la inversión de la ANH en el EPIS.Para 2010, se espera que sea este modelo el qu

opere:

Futuro modelo-2010

ANH

DATACENTER

(Hosting)

Softwareintegrado

(ANH)

CLIENTES

FranquiciaA

FranquiciaB

FranquiciaC

FranquiciaD…

Servicio deautoatención





potENCiAlGEolóGiCo



3636

m Guaduas, Cundinamarca



37

Eauacn de ecu y ecenade duccnn iHs strategic consulting services. 2008

Metodología IHS extrajo 20 años de producción histórica de subase de datos patentada para cada uno de los cam-pos en Colombia, información que ha sido comple-mentada con la producción de 2007 recibida por IHS

de parte de la ANH para muchos de los campos. A par-tir de estos datos, IHS analizó la declinación y el cre-cimiento de la producción de campos recientes y rea-lizó un cálculo de cada campo para determinar lastendencias de producción futuras. Esto se lle vó a ca-bo determinando la tasa de declinación anual de losúltimos 12 años, utilizando periodos de tres a cuatroaños. Se calculó el promedio de la declinación anualobservada para cada uno de estos periodos y, cuandoel promedio resultante arrojó entre el 5% y 30%, seaceptó esa tasa de declinación y se utilizó para efec-

tuar los pronósticos futuros. Para los campos en queel promedio no está dentro de este intervalo de la ta-sa de declinación, IHS analizó todos los campos deColombia y elaboró cur vas de probabilidad acumu-lativas contra la tasa de declinación predominante-mente para los campos de petróleo y gas. Estas curvasmuestran que la mediana de la tasa de declinaciónde petróleo es de 9,5% para los campos de petróleo y de 15% para los campos de gas.

Para los campos de petróleo, se utilizó la tasa de9,5% en los campos en donde la tasa de declinación

observada estaba fuera de los límites aceptables. Enel caso de campos de petróleo y gas nuevos, que es-tán experimentando un crecimiento de la produc-ción, se asumió un estimativo razonable de produc-ción en aumento y constante, seguido de la “mediana”de la tasa de declinación mencionada anteriormente.También se aseguró que estos campos produjeran

entre 25% y 100% de sus reservas, dependiendo dtamaño del campo, durante el periodo de pronósticde 20 años.

En el caso de los campos de gas, se empleó la mi ma metodología; no obstante, se ha tenido en consderación el gas de consumo e inyectado. La ANH

suministró a IHS las cifras históricas de disposicióde gas de diciembre de 2007 de los campos en todColombia. A partir de estas fracciones, IHS ha divid do la producción histórica de gas en tres categoríagas reinyectado, consumido y vendido, y ha aplic do estos porcentajes tanto a la producción bruta pr vista como a la producción histórica.

a nálisis y suPuestos econóMicos

• Los campos fueron desglosados en cinco catgorías: los que producen, bajo desarrollo, baja evluación, descubrimientos sin desarrollar y aún podescubrir.

• El pronóstico de declinación de la produccióse calculó a tasas históricas, lo que explica el porcentaje de reservas producidas durante el periodo prnosticado.

• Las curvas de los costos de capital y de operción fueron derivadas usando el software de plancación de desarrollo de campos IHSQUE$TOR.

• Los precios del gas se mantuvieron constantepara los casos base, alto y bajo ($5,10, 2,00 y $7,50por Mcf.

• Los desarrollos futuros: campo bajo evaluaciócampo bajo desarrollo, descubrimiento sin desarrllar y campo por desarrollar, suponen que el 25% dla producción bruta de gas es consumido en el camp

y el 75% restante es vendido y monetizado.




38

m Pico Castillo, Parque Nacional Natural El Cocuy

• El régimen scal para desarrollos futuros está deacuerdo con el modelo scal de las rondas de licita-ción de abril, mientras que un promedio de regíme-

nes scales previos ha sido aplicado a los campos enproducción actual.• Las simulaciones Monte Carlo, basadas en el mues-

treo sistemático de variables aleatorias, distribuyenlos descubrimientos de cada cuenca a futuro por me-dio de una distribución uniforme de fechas hasta elnal del inventario de campos por descubrir, usandoel ritmo de descubrimiento histórico.

• Se acelera la programación de los campos másgrandes en el inventario de desarrollos futuros, mien-

tras que la de los más pequeños es demorada, pero dmanera tal que se preserva la tasa de descubrimienhistórica.

• La programación de producción y desarrolfuturos depende del ritmo histórico de desarrollodescubrimiento para cada cuenca como lo establecla base de datos de IHS. Se hicieron ajustes para aclerar el descubrimiento de los campos más grande

y demorar el descubrimiento de los más pequeños• Las suposiciones sobre el precio del petróleo e

escenarios de los casos base, alto y bajo fueron der vadas de pronósticos de Cambridge Energy ResearcAssociates, CERA.



39

evaluación de recursos y estrategias de planificación de inversión

2 0 1 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3

2 0 1 4

2 0 1 5

2 0 1 6

2 0 1 8

2 0 1 9

2 0 2 0

2 0 2 1

2 0 2 2

2 0 2 3

2 0 2 4

2 0 2 5

2 0 2 6

2 0 2 7

2 0 2 8

2 0 2 9

2 0 3 0

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

Asian Phoenix

Punto límite

Fisuras mundiale

$ / B b l

• Caso base-Asian Phoenix: El centro de gravedadeconómico y político se traslada a Asia. El crecimientofuerte de China e India coloca a estos países en po-

sición de nalmente desaar a Estados Unidos en lapreeminencia económica mundial.• Caso alto-punto límite: Las dicultades de abas-

tecimiento de petróleo limitan el crecimiento de laproducción. Los precios del petróleo alcanzan los $120por barril. El miedo al “pico del petróleo” incentiva

los movimientos para aumentar la eciencia energtica y para acelerar el crecimiento de los combustbles alternativos.

• Caso bajo-suras mundiales: La reacción polít ca violenta generalizada contra el libre comerciola globalización, combinada con el comercio glob

y las disputas políticas disminuyen el crecimiento ecnómico y debilitan los precios de la energía. Se reliza poco o ningún esfuerzo por limitar las emisines de carbono.

Escenarios de precios de petróleo




40

Comparación de escenarios 2008-2028

Suma NPV compañía Suma NPV gobierno

@ 10% @ 10%

($MM) P50 ($MM) P50

Caso base 22,247 29,565

Caso de bajo precio 12,669 17,736

Caso de precio alto 44,337 56,454

conclusiones

• El escenario económico de precio alto en la ac-tualidad muestra constancia y sólo una declinaciónmoderada del ujo de caja para el gobierno hasta el2015, seguido por un descenso, justicando los cam-pos actuales, nuevos desarrollos y descubrimientos.

• Los precios de petróleo (y gas) son el factor másimportante para determinar los ingresos del gobierno.

• Para los campos más grandes, los términos con-tractuales de Colombia, en general, son menos favo-rables que los de Argentina y Perú, pero mejores quelos de Brasil para áreas costa adentro.

• Para los campos más pequeños, los términos con

tractuales de Colombia, en general, son mejores qulos de Argentina, pero menos favorables que los dPerú y Brasil para áreas costa adentro.

• Las compañías independientes y las compañíacolombianas son las que más invierten en Colombimientras que las principales compañías y las petrolras estatales (NOC, según su sigla en inglés) extranjras juegan un papel menos importante.

• Existen numerosas oportunidades para aplicatecnología a la exploración, perforación, terminacióde pozos y desarrollo.

m Río Guayabero, Meta



41

evaluación de recursos y estrategias de planificación de inversión

. Puerto Carreño, Vichada

recoMendaciones

• El régimen scal de Colombia es competitivo com- parado con el de otros países pero puede estar frenan-

do el desarrollo de los campos más pequeños, porquees un régimen basado en regalías que cobra impues-tos a las ganancias. La ANH, debería investigar la ma-nera de mejorar estos términos para hacer que loscampos de petróleo más pequeños sean más atrac-tivos, reemplazando el impuesto de regalías con unimpuesto basado en la ganancia (ingreso), para fo-mentar la participación de compañías independien-tes y colombianas.

• Se debe promover el uso de tecnología apropia den exploración, perforación/terminación y desarrolinvitando a contratistas y compañías a asistir a pr

sentaciones y debates y llevando a cabo seminariosobre mejores prácticas.• Es importante informar a las autoridades del g

bierno colombiano de la posibilidad y magnitud dla reducción de los ingresos estatales en un plazo cecano en caso de bajar el precio del petróleo.



m Caño Cristales, Meta



43

Eauacn, negacn, neeacn yeneeacn de a nmacn umnada

y cnuada aa a nda Caben Halliburton-landmark. 2007

Este estudio regional del Caribe colombiano hace parte de los esfuerzos continuos de la Agen- cia Nacional de Hidrocarburos, ANH, para eva-

luar y sintetizar el conocimiento geológico de la cuenca y su potencial exploratorio.

Con este conocimiento se busca promover las ac-tividades de exploración necesarias para llegar al des-cubrimiento de nuevos campos de hidrocarburos.

Este extracto del informe técnico nal, soportadopor las disciplinas de geología, geofísica, geoquími- ca, yacimientos, ingeniería de petróleos y ambiental,contiene un claro resumen del potencial exploratorio,del estado del conocimiento y de las acciones posiblesque se deben desarrollar en cada una de las áreas de-nidas.

El informe está estructurado en seis capítulos con

el objeto de evaluar el potencial exploratorio del Ca-ribe colombiano, analizando los elementos y proce-sos que denen los sistemas petrolíferos presentes.

localización

Geográcamente el área está localizada en aguas te-rritoriales colombianas sobre el Caribe, comprendelos límites políticos occidentales con Panamá hasta loslímites orientales con las islas de los Monjes, con unaextensión real de aproximadamente 80 000 km2.

Para efectos de este proyecto el área fue divididaen tres regiones geográcas:

1. Área suroeste (Sinú y Urabá).2. Área central (Cartagena).3. Área noreste (Guajira).El área de estudio se encuentra en la esquina no-

roccidental de Suramérica, inuenciada en la tectó-

nica global por la colisión de cuatro grandes placatectónicas: Nazca y Cocos en el Pacíco, placa Carib

y placa Suramericana.





44

hacha, se han realizado con reservas probadas de sieTPCG. La mayor producción de gas en Colombia pr

viene de estos campos con una producción acumu

lada al 2006 de 3,22 TPCG (ACIPET, enero 2006).

M arco geológico

Provincias geológicasDentro los tres dominios tectónicos convergentemargen activo de la placa del Caribe, margen pasivde la placa de Suramérica y margen pasivo de la plca de Arco de Panamá, se pueden distinguir siete pr

vincias geológicas como se ilustran en la gura 1.

Las placas de Nazca y Cocos en el océano Pacíco y la placa Caribe se desplazan relativamente, a dife-rentes velocidades, hacia el Este con respecto a la casi

estacionaria placa Suramericana, generando una zo-na de subducción con márgenes continentales com-plejos y geológicamente poco conocidos.

Por lo general, el área de estudio es consideradacomo una provincia generadora de gas biogénico,pobremente explorada con alrededor de 40 pozosexploratorios perforados, en profundidades de agua noma yores a los 200 metros y no más de 40 000 kiló-metros de sísmica 2D adquiridos. Sísmica 3D ha sidoadquirida en los últimos años, información que nose encuentra disponible para el presente estudio.

Tres descubrimientos comerciales de gas biogéni- co en el área de la Guajira: Chuchupa, Ballena y Rio-

Figura 1. Mapa de provincias geológicas del oshore del Caribe colombiano

Mar Caribe

P l a c a C a r

i b eCntuón domdo

dl su dl C

1

2

35

4

6a

6B

a r c o d e P n m á

P l a c a d e N a z c a

F a l l a d e U r a m i t a

F a

l l a d

e r o

m e a

l

F a l l a

b u c a r a m a n

g a - S a n t a

M a r t a

F a l l a d e O c a

F a l l a d e C u i s a

Plc Sumcn

P l a c

a z o n

a b o r d e

Urabá

Cinturón deformado de Sinú

Abanico del Magdalena

Cinturón plegado de Tayrona

Ciénaga Pull apart

Guajira

a. Baja

b. Alta

1 5

2

3

6

4

??????



45

evaluación, integración, interpretación y reinterpretación de la información suministrada y consultada para la ronda caribe

En la tabla 1 se presentan los lineamientos estructurales que constituyen los límites entre las diferentes pro vincias estructurales, o que son rasgos importantes dentro de ellas y que son referencias de interés en la lit ratura geológica de esta región.

Tabla 1. Límites de las provincias geológicas

Falla de Cuiza

Falla de Oca

Falla Bucaramanga-Santa Marta

Falla de Romeral

Límite entre las placas del Caribe y Suramérica

Límite entre la zona deformada y las llanuras abisalesFalla de Uramita, límite entre las placas del Caribe y Arco de Panamá

Estos elementos estructurales, las provincias y sus límites, dibujan el resultado de la actividad tectónicdel Caribe colombiano a través de su historia almacenada en el registro estructural-estratigráco.





46

la identicación de 349 leads asociados a plays cocomponente estructural, plays con componente etratigráco, plays combinados y plays asociados

diapiros de lodo, con un potencial de gas inicial eel yacimiento reejado en la tabla 2.

conclusiones

Potencial exploratorioCon el n de evaluar el potencial exploratorio del

offshore del Caribe colombiano, Halliburton con-formó un grupo técnico multidisciplinario, logrando

Table 2. Reservas potenciales del Caribe colombiano

Escenarios

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3Bajo Probable Alto

GAS (TPCG)

Volumétrico 10 87 370

Balance de materia 22 56 108

Umbral económico 18 57 210

HIDROCARBURO LÍQUIDO (Gas Equivalente TPCG)

Volumétrico 0,001 0,016 0,16

Balance de materia 0,002 0,006 0,011

Umbral económico ND ND ND




47


Los 349 leads con posibilidades de acumular hidro-carburos están repartidos en las diferentes pro vinciasgeológicas en las que el equipo dividió el off shore

del Caribe colombiano y la distribución probabilísti- ca de todos los volúmenes calculados se reeja en lagura 2.

Los volúmenes de hidrocarburo gaseoso inicial para el escenario 1, Bajo, se estimó en 10 TPCSG, para elescenario 2, Probable, 87 TPCSG, y para el escenario3, Alto, 370 TPCSG con el método volumétri co propues- to, que son cercanos relativamente para el método

Desde el punto de vista crítico de ponderación delos elementos del sistema petrolífero el de mayor in-certidumbre es el de sincronía y migración con unfactor de 0,05, seguido por la geometría de la trampa

económico y para el método de balance geoquímicde materia. Un valor para reservas potencia les, apcando un factor de recobro de 0,8, sería de aprox

madamente 50 TPCSG para todo el offshore del Caribcolombiano.Alrededor del 55% de los leads identicados ti

nen capacidad de almacenar hidrocarburo gaseospor debajo del umbral mínimo económico propue to que son las últimas reservas del campo Riohachde 0,111 TPCSG, encontrándose los leads de mayor cpacidad en la provincia de la Guajira.

con 0,11, luego la roca sello con 0,15, posteriormenla roca generadora con 0,21 y el factor de mayor conanza es la roca reservorio con 0,35, tabla 3.

Potencial de gas original en el Caribe

Bajo - Probable - Alto

P r

o b a b i l i d a d

Pie cúbico estándar

10% de últimas reservasCampo Chuchupa (4,113 CPQ)

Últimas reservasCampo Riohacha (0,11TSCFG)

o

107 108

P90

P77

P52

P10

109 1010 1011 1012 1013

B a j o

1 8 T O G I P

P r o b a b l e

5 7 T O G I P

A l t o 1 5 3 T O G I P

1014

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

Bajo

Probable

Alto

Figura 2. Distribución probable de potencial de gas en el Caribe colombiano




48

Debido a que estas secuencias de turbiditas sobastante gruesas e interestraticadas (arenisca-lut ta), pueden ser importantes rocas almacenadoras dhidrocarburos. En estos paleoambientes de depós

tos clásticos marinos profundos son comunes las rpidas alternancias verticales y horizontales de areni ca (roca almacén) y shale (roca sello y fuente), lo quhace al yacimiento internamente muy heterogéneEn las tres zonas la mayoría de los pozos tuvieron mnifestaciones de gas en casi todo el nivel de la secuecia perforada. Esto da una idea del gran potencia hdrocarburífero del área.

Para el cálculo de porosidad es ideal contar con combinación de registros densidad-neutrón, debdo a la presencia de gas en los yacimientos. El regi

tro sónico puede ser un sustituto para el cálculo de porosidad en casos donde el registro densidad-neutrón no esté disponible. La permeabilidad fue calculada con buenos resultados en este estudio utilizandla ecuación de Timur.

El cálculo de la saturación de agua fue realizadutilizando la ecuación de Simandoux, ya que la ecución de Archie no incluye corrección por presenc

geología

Las inconformidades y hiatos son parte de las ya re-conocidas en el cenozoico marino colombiano y nor te

suramericano (pre-eoceno medio a cuaternario, Du-que-Caro, 1990) de carácter erosivo y asociadas conlas perturbaciones tectónicas (fases de la orogenia andina) del noroccidente colombiano, y coincidentescon los hiatos del océano profundo (Keller & Barron,1983, 1987; Duque-Caro, 1990, 1991) y que se proponen como fenómenos coincidentes con las reexio-nes sísmicas.

De estas inconformidades se han podido identi-car con seguridad, particularmente en el área de laGuajira las reexiones correspondientes al pleistoceno

temprano (formación popa superior); incon-pliocenotardío (plioceno tardío); inconformidad mioceno (for-mación Hibácharo pre-Tubará-Perdices) demarcadapor la sigmoilina tenuis; Ciénaga de oro (pre-Hibá-charo) de edad mioceno medio que en la Guajira seconoce como formación Jimol; oligoceno y el topedel diapirismo.

Tabla 3. Ponderación de incertidumbre de los elementos del sistema petrolíferoen el Caribe colombiano

Características

Golfo de Cinturón Abanico Ciénaga CinturónGuajira Total

Urabáplegado del

Pull-apartplegado de

del Sinú Magdalena Tairona

Roca generadora 0,4 0,8 0,85 0,92 0,9 0,94 0,21

Roca almacenadora 0,6/0,63 0,82 0,97 0,89 0,92/0,85 0,93 0,35

Roca sello 0,71 0,7 0,91 0,5 0,77 0,88 0,15

Geometría 0,7/0,78 0,77/0,92 0,5 0,65/0,79 0,78/0,92 0,47/0,67 0,09 de la trampa

Sincronía 0,4 0,6 0,63 0,63 0,6 0,84 0,05 y migración

Total 0,05/0,06 0,21/0,25 0,24 0,17/0,20 0,31/0,33 0,30/0,43



49


de arcilla que en el área puede llegar a ser conside-rable en algunos de los yacimientos. Dado que no secuenta al presente con información de laboratorio

sobre estas constantes, se utilizaron valores recomen-dados en la literatura de evaluación de formacionespara las constantes a, m y n de la ecuación de satu-ración de acuerdo con la litología y tipo de forma-ción así:

Reservorio R1: a =0,62, m=2,15, n=2,0 en arenis-cas con porosidad mayor a 16 %.

Reservorio R2: a =0,81, m=2,0, n=2,0 en arenis-cas con porosidad menor a 16%.

Reservorio R3: a =1,0, m=2,0 y n=2,0 en rocascalcáreas.

geofísica -interPretación sísMica

La conguración estructural del offshore del Caribecolombiano corresponde al conjunto de provinciasestructurales distribuidas geográcamente como re-sultado de la interacción por convergencia entre lasplacas tectónicas del Caribe, Arco de Panamá y Sura-mérica. Dentro de los tres dominios tectónicos con-

vergentes margen activo de la placa del Caribe, mar-gen pasivo de la placa de Suramérica y margen pasivo

de la placa de arco de Panamá se pueden clasicarsiete provincias estructurales, que son: Urabá, cintu- rón plegado del Sinú, abanico del Magdalena, cintu- rón plegado del Tayrona, Ciénaga Pull-apart, Guaji- ra, y en el onshore San Jacinto.

Los elementos de deformación son plegamientos,sistemas de fallas de cabalgamiento, diapirismo delodo y fallas de crecimiento.

En la información sísmica se observa que las uni-dades estratigrácas tienen continuidad sedimenta-ria entre el área no deformada de la llanura abisal y

el área involucrada en el acrecionamiento. De igualforma, se observa que hay continuidad entre estafranja de acrecionamiento y las unidades estratigrá-cas del margen pasivo de la placa de Suramérica.

La cuña acrecionaria consta de sistemas compre-sionales asociados de plegamientos y fallas de cabal-gamiento, tipo thin skin, en deformación continua

desde cuando se inició la convergencia. Cuando cmenzó la deformación se activó el fenómeno del dipirismo de lodo a partir de las arcillas del oligocen

como una reacción al desequilibrio estructural causado.En los márgenes pasivos, Guajira y Urabá, la d

formación estructural se caracteriza por estructurade acomodación, que son fallas normales, simplesde poca magnitud en Urabá y lístricas escalonadaen la Guajira.

El diapirismo de lodo ocurre comúnmente en mágenes convergentes acrecionarios y, en particular, euno de los fenómenos estructurales importantes quhan afectado el offshore del Caribe colombiano.

Las secuencias que están sobre la capa de lodo (o

goceno) hasta la inconformidad del mioceno tieneespesor regular, lo que indica que esa capa subyace te de lodo estuvo en equilibrio durante el tiempo dsedimentación de esas secuencias.

La distribución de los grandes volúmenes de lodes explicada según la alta rata de sedimentación euna cuenca con amplio espacio de acomodación. Dbido al exceso de agua, gran profundidad de enterrmiento, altas presiones y altas temperaturas y desquilibrio tectónico surgieron en el espacio ocupadpor el lodo condiciones de sobrepresurización y c

pacidad de propagación del diapirismo en la mismdirección de las tendencias del plegamiento y fallmiento.

Las estructuras que constituyen plays exploratrios de hidrocarburos son, en primer lugar, los anticlinales asociados a las fallas de cabalgamiento, locuales son de mucha abundancia a lo largo de la c ña acrecionaria.

En segundo lugar, los truncamientos de los nivles de areniscas del terciario cortados por los “edicios diapíricos”, los cuales están orientados principamente en la dirección del rumbo.

En tercer lugar, los anticlinales de poca altura pro de gran amplitud del tipo de Chuchupa y Ballenen la provincia de la Guajira.

Por tanto, se consideran con buen potencial el dsarrollo de arrecifes sobre el relieve del basamen

y los acuñamientos contra el basamento, los dos conceptos tanto en la Guajira como en Urabá.




50

cas Sinú y Guajira muestran parámetros que indicaregular potencial con kerógeno tipo III, generadobásicamente de gas y una porción pequeña de ker

geno tipo II, generador de aceite y baja madurez temal.El gradiente geotérmico calculado con base en la

temperaturas de los pozos, está en el orden de 0,91,2 °F/100 pies, considerado bajo. Esto nos permitconcluir que el Caribe colombiano es una cuenca frí

Los mecanismos de migración no son conocidosin embargo, se puede considerar que los planos dfalla, y supercies de discordancias podrían ser rutas de migración.

Ningún pozo perforado en el área alcanzó la ve

tana de aceite que estaría por debajo de los 16 00pies de profundidad.

El sincronismo del desarrollo de la trampa es máfavorable para hidrocarburos termogénicos.

a nálisis geoquíMico de los sisteMas Petrolíferos cuenca sinú y guajira

Las múltiples evidencias de la ocurrencia de hidrocar-

buros en el Caribe colombiano, sugieren la presen-cia de sistemas petrolíferos activos.

Los cálculos de balance de masas, muestran quela cuenca del Sinú, tiene un potencial de gas biogéni- co entre seis a 50 teras de pies cúbicos de gas y recur-sos de hidrocarburos termogénicos entre 183 a 834millones de barriles de aceite.

Para la cuenca de la Guajira el potencial de hidro-carburos termogénicos está entre 230 a 995 millonesde barriles de aceite y 16 a 56 teras de pies cúbicos degas biogénico.

Existen rocas generadoras cretáceas y terciarias enlas dos cuencas.

Los resultados de los análisis geoquímicos de laspotenciales rocas generadoras analizadas en las cuen-

. Caño Cristales, Meta



51


La exploración para objetivos similares a los cam-pos de Ballena, Chuchupa y Riohacha requiere de untemprano desarrollo de la trampa. Una trampa via-

ble debe estar presente antes de que la roca madrehaya alcanzado los 45° C de temperatura. Dentro deun marco regional, en la cuenca de la Guajira se ge-nera gas termogénico o diagenético hacia el oeste delcampo Chuchupa. Esto es consistente con las informa-ciones de piston cores que identicaron la presenciade gas termogénico y de rezumaderos de aceite haciael oeste, en la parte costa afuera. Para ob tener un buensincronismo de carga de gas biogénico en la cuencade la Guajira, durante la historia de sedimentación y generación, es necesario que tanto la trampa como

el reservorio se hayan formado con anticipación, yaque la generación y expulsión de gas biogénico se ini- ció muy temprano. Esto contrasta con las acumulacio-nes termogénicas que son más tolerantes con el sin-cronismo de la formación de la trampa.

legislación Petrolera y aMbiental

• La información ambiental especíca según el árede interés se puede obtener en las instituciones d

in vestigación y control ambiental.• A este nivel de detalle se identicaron restricci

nes ambientales que hacen referencia a la presencde áreas protegidas como parques naturales, santurios de ora y fauna, áreas marinas protegidas, áreade manejo especial, zonas de reserva para pesca artsanal, presencia de comunidades negras e indígena

y zonas de interés arqueológico.• La ruta crítica ambiental para la obtención de

licencia ambiental tiene una duración de 150 díaEl establecimiento de un plan de manejo ambient

tiene una duración de 90 días, sin tener en cuenta tiempo de realización de los estudios ambientales, ndel proceso de consulta previa.



m Pico Pan de azúcar, Parque Nacional Natural El Cocuy




53

pduccn de cmbube íqud a ade cabn aa e ca cmbann ministerio de minas y energía. unidad de planeamiento minero-energético. upme, 2007

El décit y los problemas de abastecimiento decombustibles líquidos y gaseosos de origen na-tural en un próximo futuro, así como los pro-

blemas medioambientales que limitan la utilizacióndel carbón, han propiciado el estudio y desarrollo dela producción de combustibles sintéticos. Los combus-tibles sintéticos, conocidos en inglés como synfuels,son combustibles líquidos y gaseosos obtenidos gene-ralmente a partir del carbón, aunque ocasionalmentede residuos diversos como crudos pesados, arenas bi-tuminosas y biomasa. Esta producción debe, en treotras cosas, ser económica y aceptable desde el pun- to de vista de la contaminación del medio ambiente.

Teniendo en cuenta las dicultades de aprovisio-namiento de petróleo y productos en el mediano plazo en Colombia, el encarecimiento internacional delprecio del petróleo y la disponibilidad del carbón, laUPME contrató un estudio preliminar para el “Análisis

y evaluación técnica de la producción de combusti-bles líquidos a partir del carbón para el caso colom-biano”, estudio cuyas principales conclusiones se re-sumen a continuación.

Colombia, país exportador de carbón y con muy poco consumo interno, en el presente estudio iniciala evaluación de la posibilidad de construir una planta de conversión de carbón a combustibles líquidos.Con la construcción de la planta se presenta un com-plemento para Ecopetrol ya que podría mezclar el

diésel sintético con el producido en su planta paraobtener combustibles especiales con bajo contenidode azufre.

La producción de combustibles líquidos a partirdel carbón se puede realizar por hidrogenación directa (Direct Coal Liquefaction-DCL); licuefacción vía ga-sicación, puricación del gas, ajuste de la relación

H2/CO y síntesis Fischer-Tropsch (FT) para la obteción de combustibles tipo diésel y gasolina (IndireCoal Liquefaction-ICL). Siendo el interés especíco deste proyecto la obtención de combustibles líquidoa nivel de escala comercial, los principales proce soa evaluar son los de DCL e ICL, o una combinación dellos (Hybrid Coal Liquefaction-HCL).

A los precios actuales del petróleo, la obtencióde crudo sintético a partir de las grandes reservas dcarbón que posee el país se presenta como una opcióeconómica que busca incrementar la independencenergética al sustituir parte de las importaciones ddiésel, las cuales vienen en aumento continuo. Hoen día su consumo es de 89 114 BPD del cual se im po ta alrededor de 10 000 BPD. De acuerdo al “Plan Enegético Nacional, 2006-2025”, en el corto plazo (2010las necesidades de importación de diésel serán del oden de 22 000 BPD, lo que obliga buscar medidas qucontrarresten este acelerado crecimiento. La construción de la planta que se propone en este estudio euna de las soluciones más atractivas.

En lo ambiental, el diésel producido por Ecopetrocon un índice de cetano de 45, tiene alrededor de 120ppm de azufre para la ciudad de Bogotá y 4000 ppmpara el resto del territorio nacional. Ecopetrol tiencomo meta para el 2010 disminuir este contenido50 ppm. La obtención de diésel sintético a partir dcarbón brinda la posibilidad de producirlo con índ

ces ambientales superiores: contenido de azufre m nor a 1 ppm, porcentaje de aromáticos muy por dbajo de 4% y un índice de cetano entre 70-75. Estocombustibles son totalmente compatibles con los drivados del petróleo y han sido utilizados en diferentes épocas en países como Alemania, Inglaterra, Jpón y Sudáfrica.




54

realizada en este proyecto, considerando el tipo dcarbón, sus reservas y minería, al igual que las necsidades y calidad de combustible utilizado en el paí

En la tabla 1 se presenta un resumen comparati vde las características y propiedades de las dos tecnlogías teniendo en cuenta diferentes aspectos impotantes para la selección del proceso.

En la actualidad, hay proyectos de construcciónde plantas de hidrogenación directa, DCL, y plantasde gasicación y síntesis FT, ICL, en varios países del

mundo. Las tecnologías DCL e ICL no son excluyentes,pueden ser complementarias en cuanto a calidad decarbón utilizado y combustibles líquidos producidos.A continuación se presenta la discusión sobre la me-jor alternativa tecnológica resultante de la evalua ción

Tabla 1. Algunas características de las tecnologías de licuefacción directa e indirecta

Aspecto DCL ICL

Calidad de carbón Se utilizan carbones de bajo rango, Cualquier material carbonáceo.

bituminosos altos volátiles y Se preeren carbones pobres o de bajosubituminosos de bajo contenido de precio.cenizas. Porcentaje óptimo de Clhc77% – 80 %.

Reservas de carbón Reservas para 20-40 años. 200 millones Reservas para mínimo 40 años.necesarias de toneladas, con un rendimiento de 400 millones de toneladas, con

3-4 BPD. un rendimiento de 2 BPD.

Minería La contaminación con la materia La contaminación por cenizas afecta emineral tiene efecto negativo. rendimiento en base ROM, pero laLa minería subterránea debe ser calidad del gas de síntesis es la misma

industrializada para obtener de 4-5 lo cual no afecta mayormente lamillones de toneladas anuales en un reacción FT.radio de inuencia de la plantamáximo de 30 kilómetros.

Experiencia Durante la Segunda Guerra Mundial. Tecnología madura.comercial Shenhua en China: primera planta Hay varias procesos y plantas de

comercial, iniciará producción al nal gasicación para obtener gas de síntesidel presente año. La planta tendrá tres Planta comercial Sasol 145 000 BPD.trenes similares y una producción de50 000 BPD.

Tamaño de planta El tamaño de la planta es importante Se diseñan plantas desde 2000 BPD

para la economía del proceso, tamaño integradas con producción de químicomínimo de diseño 50 000 BPD. y/o generación eléctrica hasta 150 000

BPD (SASOL).

Inversión Alta, Shenhua primera planta comercial Permite plantas pequeñas y/oque se construye tiene un costo de modulares. Inversión de US$ 57 000-3500-4500 millones de dólares. 75 000 por barril/día producido.



55

producción de combustibles líquidos a partir de carbón para el caso colombiano

Tabla 1. Algunas características de las tecnologías de licuefacción directa e indirecta

Aspecto DCL ICL

Calidad del producto Mayor porcentaje de aromáticos Alto contenido de paranas y olenas(potencialmente cancerígenos) y mayor combustible ultra bajo en heteroátomocontenido de heteroátomos (S,N). (S,N).

Cantidad de carbón 23 000 t/d como llega de la mina 32 000 t/d como llega de la minautilizado (subbituminoso planta de 50 000 BPD). (subbituminoso planta de 50 000 BPD)

Eciencia térmica Alta (del orden de 70%). Emisiones de Baja (del orden de 55%). Altas CO2 bajas. emisiones de CO2.

Fuente: Elaborado por la Unión Temporal CTL.

En la tabla 2 se presenta una comparación típica de la calidad de los productos obtenidos por las dos tenologías.

Tabla 2. Comparación de la calidad de los productos DCL e ICL

Producto destilado DCL ICL

Productos en la mezcla diésel 65%, nafta 35% diésel 80%, nafta 20%

Índice de cetano en el diésel 42-47 70-75

Azufre en diésel <5 ppm <1 ppm

Aromáticos en diésel 4,8% <4%

Densidad en diésel 0,865 0,780

Octano en nafta (RON) >100 45-75

Azufre en nafta <0,5 ppm nulo

Aromáticos en nafta 5% 2%

Densidad en nafta 0,764 0,673

Como se comenta en el análisis económico, se pre- vé que para el futuro exista una disminución en lademanda de gasolinas y un incremento en la de dié-sel, por lo cual es importante, para esta primera planta, seleccionar el proceso de mayor rendimiento en

diésel. Teniendo en cuenta diferentes consideracines, el tamaño recomendado de la planta es de 50 00BPD la cual, dependiendo del tipo de reactores FT utlizados, puede llegar a producir unos 40 000 BPD ddiésel y 10 000 BPD de gasolina.




56

selección del Proceso

La selección nal del proceso es un tema complej ya que según la información presentada, las ventaja

y desventajas de cada proceso tecnológico, no le pe miten a ninguno de ellos tener una posición lo sucientemente ventajosa, como para descartar a los otroen forma denitiva.

En la tabla 3 se muestran las propiedades de prductos obtenidos en Shenhua, la planta en construción en China. Como se observa, el diésel provenien de la tecnología DCL tiene un número de cetano ba

y alto contenido de aromáticos (81,9%), lo cual hacque genere mayor cantidad de material particuladque el combustible que se usa actualmente en Colom

bia. La cantidad permitida de aromáticos en Colombes de 25%.

c alidad de carbón En el país varía según zonas muy denidas. Se puede decir que en Colombia hay carbones de la calidad

que se requiera para implementar una planta, pe-ro sólo la zona de la costa norte reúne los requisitosde calidad para una planta de licuefacción directa. Lazona central posee carbones de alto rango que, en ca-so de industrializarse en la producción de coque, se-rá necesario implementar plantas de lavado, por locual se tendrán residuos, que junto con los carbonestérmicos de la zona se pueden utilizar en una plantade licuefacción indirecta. También existe un poten-cial de carbón en las zonas de San Luis y Córdobapara plantas DCL o ICL. Con base en estas considera-

ciones se preseleccionaron las siguientes zonas: Cesar,Santander (San Luis), Córdoba (La Apartada), Guaji- ra y Boyacá.

Tabla 3. Propiedades de los productos DCL de Shenhua, China.

Propiedades Nafta Diésel(5%. 90%) (99,159 ºC) (195,277 ºC)

Densidad (g/cm3) (20ºC) 0,7641 0,8648

Viscosidad (mm2/s) (20ºC) - 3,69 (3~8)

Azufre S (ppm) <0,5 <5 (<2000)

Nitrógeno (ppm) <0,5 <1

Número de cetano 46,7(>45)

Acidez (mg KOH /100 ml)

Punto ash (ºC) 76(>55)

Punto de taponamiento de ltro (ºC) -9(<-5)

Punto de solidicación (ºC) -26 (<-10)

Análisis de composición (%p)

Paranas 26,7 13,3

Aromáticos 68,3 81,9

Benceno 5,0 4,8



57


Por otro lado, la Environmental Protection Agen- cy, EPA, comenta que para el 2011 el límite de benceno en gasolinas será 0,62% para los Estados Unidos.

Esta normatividad para Colombia sería aplicable enlos años en que se prevé tener la planta funcionan do.Esto quiere decir que los productos obtenidos por elproceso DCL no cumplen las especicaciones ambien-tales del país, y no es recomendable su dilución conproductos de las renerías nacionales, por la alta pro- porción que debe usarse para alcanzar la norma y porel riesgo que dicha manipulación conlleva. Tampocoes recomendable su hidrotratamiento posterior porlos altos costos adicionales.

A continuación se presenta un resumen de las prin-

cipales ventajas del diésel ICL:• Reducción de emisiones por el uso del combus-

tible.• El gasicador se puede alimentar además de car-

bón con otros materiales como basuras orgánicas de

las ciudades, biomasa de las producciones agrícola y fondos de renería, entre otros.

• En las mismas plantas de producción se pued

capturar y almacenar el CO2.• Cuando se utiliza carbón en mezcla con residuo y biomasa, se reducen las emisiones de gases de efe to invernadero.

• Los combustibles obtenidos se constituyen en ureemplazo efectivo y seguro del petróleo.

• Flexibilidad: en caso de que el precio internacinal del crudo baje, es posible cambiar la produccióa otros productos como hidrógeno, metanol, oxigendos, ceras, entre otros, y en casos extremos a la prducción de energía.

• El proyecto genera miles de empleos establesseguros.

• El proyecto promueve la independencia energtica.

m Flor de Fraylejón, páramo, Cordillera Oriental




58

Para la obtención de combustibles líquidos a patir del carbón, como ya se dijo, se agrupan dos tenologías existentes, directa, DCL, e indirecta, ICL, y s

desarrolla una matriz de importancia a n de tener uindicador ambiental que facilite su comparación. Eeste sentido, la evaluación se hace en dos partes, unreferente al impacto generado en la planta de produción y otra al impacto generado por su empleo en sector automotriz.

Como punto de partida se analiza el impacto de laemisiones de CO2 y éstas se comparan con las emitidaen la obtención de combustibles derivados del petrleo. Los resultados presentados en la gura 1 muetran que, para el ciclo de vida completo de los com

bustible sintéticos, las emisiones son mayores, de 1a 1,9 veces, que las de los combustibles derivados dpetróleo.

• Colombia importa hoy en día diésel; la produc-ción de la planta sería tal que cubriría las necesidadesdel país y generaría un 20% adicional de nafta, que

podría enviarse a la renería como materia prima.• En el país hay experiencia con la producción y manejo del gas de síntesis, en plantas de producciónde hidrógeno en las renerías y plantas productorasde fertilizantes nitrogenados.

a nálisis aMbiental

La obtención de combustibles líquidos a partir del car- bón, como cualquier otro proceso de manufactura,

ocasiona impactos ambientales en mayor o menorgrado, los cuales dependen del desarrollo de la tecno-logía que se utilice.

Figura 1. Emisiones de CO2 en el ciclo de vida completo de los combustible sintéticos

10

20

30

40

50

Combustibleconvencional

Emisiones totales de CO2

L i b r a s d e C O

2 p o r g a l ó n d e c o m b u

s t i b l e

LíquidosCarbón



59


Ante esta situación, se hace necesaria una revisiónde las oportunidades de manejo y aprovechamientodel CO2 generado, y se encuentra que la captura y el

secuestro del carbono (CCS por las siglas en inglés) enpozos petroleros deprimidos es una opción que actual-mente se utiliza con éxito en Canadá. Con esta prác-tica las emisiones de CO2 no sólo se reducen a valorescercanos a los de la industria convencional de com-bustibles, sino que se convierten en una herramientaeciente para la extracción secundaria de crudo.

Es importante resaltar que la práctica de CCS es via-ble de manera especial para la tecnología ICL puesto

que, como se dijo, durante el proceso de F-T se gen ra una corriente de CO2 fácilmente capturable, lo quocurre en mucho menor escala en el proceso DCL (e

la generación de hidrógeno) y es prácticamente imposible en los procesos actuales de combustión dondel CO2 se encuentra diluido por el nitrógeno del airempleado como fuente de oxígeno. Además, la bancinternacional ha mostrado gran interés por nancio conanciar los proyectos que incluyen la capturde gases del efecto invernadero, sobre todo en los pases en vías de desarrollo.

Tabla 4. Tipo de minería en las zonas preseleccionadas

Zona Cesar Córdoba Guajira Santander Boyacá

Minería Cielo abierto Cielo abierto Cielo abierto Mixta Subterránea

Índice 1 1 1 0,5 0

Tabla 5. Índices ambientales para las regiones preseleccionadas

Parámetro Cesar Córdoba Guajira Santander Boyacá

Consumo de carbón 0,68 0 0,64 0,9 1

Producción de cenizas 1 0,64 0,62 0 0,78

Azufre a disponer 0,87 0 1 0,8 0,97

CO2 total 0,68 0 0,57 0,94 1

Consumo de agua 1 1 1 1 1

Rendimiento bbl/t 0,6 0 0,56 0,86 1

Disponibilidad de agua 0,9 1 0,5 0,9 0

Minería 1 1 1 0,5 0

Suma 6,73 3,64 5,89 5,9 5,75

N = 8

ÍNDICE TOTAL 0,841 0,454 0,736 0,737 0,718




60

puestas por la Unión Temporal Zeus muestran clarmente que se presentarán faltantes en el año 2025 qutendrán que ser satisfechas con importaciones, a m

nos que se amplíe la capacidad renadora en 80 00BPD en 2017.

Por otra parte, se tienen problemas en la oferta dpetróleo. Si no se encuentra, habría que importarpara abastecer las renerías. La misma ANH y la UPM

señalan que a partir de 2012 la mezcla de crudos eColombia no es la apropiada para procesarla en larenerías actuales, a menos que se introduzcan mo d caciones en las mismas.

Bajo estas circunstancias, los proyectos CTLson unexcelente alternativa técnica y económica para reso

ver estos cuellos de botella porque permitirían teneun crudo sintético liviano, o directamente diésel y natas, de muy buenas características, para mezclarlo colos crudos colombianos y resolver así los problemade renación.

Una planta de 50 000 BPD resolvería, en parte, lanecesidades de crudo y renados si no se encuentr

Al comparar los índices obtenidos, se observa quela zona del Cesar es la que tiene el mejor desde elpunto de vista ambiental. No obstante, se prevé para

esta zona un alto precio de oportunidad del carbónpues su producción está enfocada al mercado de ex-portación. En segundo lugar está Santander con uníndice de 0,737, muy cercano al de Guajira, 0,736, y Boyacá 0,718. Para la Guajira la situación es igual ala del Cesar en cuanto al mercado objetivo de la pro-ducción. Para Boyacá se tienen en contra dos pará-metros muy importantes: la disponibilidad de agua

y el tipo de minería que se desarrolla. Por lo tanto,para el proyecto inicial Santander se presenta comola zona más factible, pues además tiene a su fa vor las

opciones de mitigación por la cercanía de pozos.

a nálisis econóMico

Las proyecciones de la UPME para la oferta de petró-leo, gasolina y diésel y para la demanda de GLP pro-

Figura 2. Índices ambientales para las regiones preseleccionadas

Índice ambietal total

Í n d i c e

Zona

0,000

Cesar Guajira Santander C/marca Córdoba

0,100

0,300

0,400

0,600

0,500

0,700

0,8000,900

0,200



61


petróleo suciente. Si se dieran los escenarios opti-mistas de UPME habría petróleo suciente para expor-tar y el asunto sería el de contar con un combustible

alternativo económico para enviarlo a las renerías y disponer de mayores excedentes exportables o decombustibles derivados del petróleo como diésel y naftas. Si se dan los escenarios pesimistas, las tecno-logías CTL ayudarían a resolver los faltantes de pe tró-leo o de derivados. En cualquier circunstancia, lastecnologías de CTL, con los precios de hoy y futurosprevistos, son una alternativa muy conveniente parael país que permitiría dar valor agregado al carbón.

Las perspectivas mundiales del mercado de líqui-dos, según las diferentes agencias internacionales,

pre vén aumentos reales en el precio del petróleo al2030. El escenario de referencia del DOE muestra queeste precio crecerá (en valores constantes de 2005) de42 dólares el barril en 2005 a 57 dólares en 2030, unincremento real anual de 1,12%.

Asimismo, dadas estas perspectivas, se estima quepara 2030 habría una oferta de líquidos de procesosde licuefacción de carbón de 2.4 millones de barrilespor día, que requeriría 180 millones de toneladas decarbón por año.

El nivel absoluto de los márgenes de renación de

la gasolina, el diésel, el keroseno, el GLP y el fuel oilaumenta con el tiempo en una relación proporcionalcon el precio del crudo. Para 2006 los márgenes pro-medio fueron los siguientes:

COMBUSTIBLE US$

Diésel oil 15,45

Fuel oil 19,24

Gasolina 10,63Keroseno 14,71

En la tecnología de ICL prácticamente el líquidoresultante es muy parecido a una mezcla de diésel y nafta; de ahí que la comparación del costo de barril

producido se hace con el precio internacional del cr do multiplicado por un factor de precio inferior a un

y superior a 0,76. O sea, si el costo del barril de CT

por el proceso indirecto es de US$42, este valor safecta por un factor de 0,76, lo que daría un costo dlíquido por ICL comparativo de US$31,92 el barril

Con los supuestos de precios internacionales dpetróleo y de los márgenes para los productos se efetuó el análisis nanciero de montar una planta de IC

para un total de 50 000 BPD en las zonas de Córdob y San Luis, para las siguientes condiciones:

1. Una planta de 50 000 BPD en una sola etapa2. Una planta de 50 000 BPD en cuatro etapas d

12 500 BPD cada una, para una duración total de och

años.El análisis nanciero mostró que la mejor altern

tiva de localización se encuentra en la zona de SaLuis ya que los indicadores de la TIR, el valor prese te neto y el periodo de repago de la inversión son superiores a los de La Apartada en Córdoba. Para SaLuis, en la alternativa nanciera básica sin contingencias, la TIR varía de 22,2% a 22,9% dependiendo si strata de cuatro o una etapas y para La Apartada d16,5% en cuatro etapas.

Con respecto a la decisión entre una planta de un

sola etapa o por etapas, el análisis nanciero muetra mejores indicadores para la primera alternativSin embargo, montar la planta por etapas tiene ventajas ya que la inversión inicial se reduce de US$ 280millones a US$ 1019 millones, lo que permitiría unmayor participación nacional, un aprendizaje de mano de obra nacional y la posibilidad de transferecia de tecnología para la industria nacional en las sguientes etapas.

conclusiones

De la investigación de los costos económicos de loprocesos de CTL se concluye que para la conversiódirecta se tienen estimativos, ya que en DCL no exite ninguna planta a nivel comercial operando en mundo. Los estimativos de DOE y otras entidades s




62

Todos los cálculos presentados, especícamenlos de los años posteriores a 2001, deben apreciarscon sumo cuidado ya que hay incertidumbre sobr

los diferentes costos. Se está ante la presencia de untecnología de punta que no tiene amplia experienccomercial, así que muchos de los parámetros puedecambiar. Por precaución, en las cifras hay que considerar un factor de riesgo de por lo menos un 20%por encima de lo presentado.

Se puede concluir que para tamaños de plantas dCTL de alrededor de 50 000 BPD el costo promedio dinversión por barril por día estaría en el orden de lo

basan en los prototipos que han venido en investiga-ción y desarrollo y que han servido para efectuar di-seños conceptuales de plantas de tamaño comercial.

Fuera de los ejemplos presentados de costos existen muchos proyectos en Estados Unidos, tanto detecnologías DCL y sobre todo de ICL, incluyendo pre-sentaciones de expertos y análisis de diferentes enti-dades privadas y públicas que se reeren a costos delbarril de crudo sintético y de productos entre US$40

y US$50, con lo cual serían competitivas estas tecno- logías, a menos que hubiera una caída en los preciosdel petróleo.




63


50 000 a 90 000 dólares, con un consumo anual decarbón de 5-6 millones de toneladas y costos entre 20

y US$35/t y precio requerido del barril de petróleo del

orden de US$40, que con un riesgo de 20% se habla-ría de US$48.Bajo estas consideraciones y con el precio actual

del petróleo y las perspectivas para los próximos 20años, se concluye que las tecnologías de conversiónde carbón a líquidos son competitivas con el petróleotradicional.

El análisis nanciero y de localización denitivaentre San Luis en Santander y la Apartada en Córdoba

muestra que ambos proyectos son viables nanciermente pero que el de San Luis presenta mejores indcadores.

En este sentido, se recomienda que el primer pr yecto de CTL, con base en tecnología ICL, se inicie eSan Luis-Santander, con una producción de 50 00BPD, preferiblemente en una sola etapa, lo que no eincompatible con la realización de otro proyecto eLa Apartada-Córdoba, el que también es atractivo

m Valle de Las Papas, Cau






65

reea de cud ead

en a cuenca de lan oenaen Halliburton-landmark. 2006

La Cuenca de los Llanos Orientales de Colombiacubre 220 000 km2, de los cuales 153 000 km2 tienen manifestaciones de petróleo pesado. En

esta área, se han descubierto 16 campos que produ-cen petróleo con gravedades menores o iguales a 20º

API y otros cuatro que aunque producen crudo másliviano, han tenido manifestaciones iniciales o tienenhorizontes con reservas de pesado aún por desarro-llar. A diciembre de 2005, se completó una produc-ción acumulada de crudos pesados de 341 millonesde barriles y se extraían 82 000 barriles diarios.

Las reservas probadas desarrolladas a diciembre de2005, basadas en las tasas de declinación de 12 cam-pos, son 133 millones de barriles. Los campos con lashistorias de producción sucientes para análisis dedeclinación son Apiay, Castilla, Chichimene, Entre-

rríos, Estero (Paloblanco), Gaván, Guatiquía, La Glo-ria, La Gloria Norte, Pirito, Rubiales y Santiago. Hay cuatro campos con producciones muy bajas o que hansido descubiertos recientemente y no tienen datos su-cientes para estimativos de reservas usando curvasde declinación. Estos son Camoa, Tilodirán, Vigía y Campo Rico. Los campos que producen petróleo li-

viano a mediano, pero que tuvieron shows de pesado o tienen reser vas probables de pesado, son La Li-bertad-Reforma, Paravare, Suria (incluyendo Austral,Pompeya y Tanané) y Valdivia -Almagro.

Los cálculos volumétricos probabilísticos para ca dauno de los horizontes productores indican reservasprobadas no desarrolladas de 236 millones. Las reservas probadas totales suman 369 millones. Se usó unfactor de recuperación de 30 % y 48% estimado sobre la base de las características de los campos uti-lizando la ecuación de ARP.

Cuatro escenarios para estimar reservas probablesugieren 428 millones de barriles con un posible rango de 224 a 648 millones de barriles. El volumen dpetróleo original in situ descubierto puede alcanzalos 5500 millones de barriles. Se aplicó un factor d

recuperación de 12% el cual podría incrementarsdado que los campos actualmente en producción pseen factores de recuperación por encima del 33%

Se obtuvieron cifras sin riesgo de hasta 1585 MM

MBO (P90), según cálculos probabilísticos de volmenes de petróleo in situ por descubrir con graveddes menores de 20º API, en la Cuenca de los Llanoasociados a plays estratigrácos.

Las reservas potenciales estarían en 33 áreas de interés delimitadas durante el desarrollo del proyectde crudos pesados.

Podría hallarse con riesgo petróleo in situ por decubrir de 8300 a 15 100 (P90-P99) millones de barrles en trampas estratigrácas, especialmente termnaciones laterales de unidades productivas, canaleuviales y areniscas en llanuras de inundación.

b ase de datos

La industria de hidrocarburos en Colombia ha desrrollado y alcanzado avances en herramientas info

máticas y sistemas de información. Estos dan sopo te a la creciente y exigente demanda de informaciótécnica sobre exploración y producción de hidrocaburos. La base de datos de este proyecto complemetará los centros de información de la ANH para pona disposición de los diferentes usuarios un sistemde información integrada.




66

geofísica

• La calidad de la información sísmica sobre la cue ca es buena.

• La interpretación de perl sísmico del orden d6000 km corresponde a un cubrimiento regionbajo.

• La información del programa Vichada-92 prese ta problemas de “misties” probablemente por imprcisiones de coordenadas y por discontinuidades abrutas en las uniones de segmentos de líneas.

• La interpretación de nueve horizontes fue adcuada para un buen control de correlación con lodatos de los pozos.

• La elaboración de 38 sismogramas sintéticos e

consistente con el número de pozos que se localizasobre las líneas sísmicas seleccionadas.

• El modelo de velocidad con base en velocidadeinterválicas se ajustó bien al control de los pozos

• Las secuencias sísmicas desde el basamento hata la supercie se caracterizan por atributos sísmicoparticulares que permiten delimitarlas y correlacinarlas con alta certidumbre.

• Los elementos estructurales mayores son: alta dformación relativa en el frente tectónico andino (sitemas de fallas Castilla-Apiay); sistemas de fallas A

titéticas; eje estructural de la cuenca en los límiteoeste y noroeste; cuenca caracterizada por un monclinal con pendiente que varía entre 0,5 y 1,5 grado(en promedio) con un lineamiento hinge line intemedio; discordancias sobre el paleozoico y sobre cretáceo; paleoaltos sobre la discordancia del palezoico principalmente en las provincias Ríos Meta-Vchada y Alto Melón-Vorágine, localmente con fallade cabalgamiento; límite oriental-suroriental consttuido por el Escudo de Guayana.

• Los rasgos estructurales dividen la cuenca en cin

co provincias que se enumeran como: Castilla-ApiaCasanare-Río Meta, Caño Limón, Ríos Meta-Vichad

y Alto Melón-Vorágine.• Las características estructurales han afectado

geometría de las secuencias estratigrácas, dando lugar a cuñas (inclusive hasta el paleozoico) por basclamiento paulatino hacia el noroeste.

Esta base incluye toda la información referente alcálculo de reservas probadas y probables, sustenta-bles, para crudos con gravedades menores o iguales a

20º

API en la cuenca de los Llanos Orientales.

estratigrafía

La nomenclatura estratigráca de los Llanos ha de-ri vado del uso práctico generado por las compañíasoperadoras, y ha sido dominantemente de carácterlitoestratigráco con aportes de datos palinológicos

y paleontológicos locales.Tres nomenclaturas asociadas a áreas especícas

de operación se han usado dominantemente en losLlanos. Estas son: la nomenclatura usada por Ecope-trol en la zona sur de la cuenca (departamento del Me- ta principalmente); la desarrollada por Elf-Aquitai- ne y posteriormente adoptada por Perenco en el áreade Casanare, y la usada por Occidental en el área deArauca.

Todos los sedimentos cretácicos y terciarios de losLlanos se depositaron sobre pendientes estructurales,con hondonadas muy suaves hacia el oeste y noroeste. En consecuencia, los cambios faciales y litológicos

generados durante el tiempo geológico por los cam-bios eustáticos del nivel del mar o por los movimien-tos tectónicos, se expandieron de manera uniformepor casi toda la supercie de los Llanos. El relieve suave y la poca complejidad estructural ha facilitado lacorrelación litológica existente y esta ha sido conr-mada por dataciones paleontológicas y los análisisfaciales en muchas partes de la Cuenca de los Llanos.En cuanto a la nomenclatura estratigráca, la discre-pancia es mínima. Las pocas divergencias remanen-tes han derivado principalmente de preferencias lo-

cales en cuanto la asignación de nombres más que adiferencias fundamentales generadas por compleji-dades estructurales o estratigrácas.

En la unicación de unidades estratigrácas, el proyecto de crudos pesados adoptó la nomenclatura usada por Ecopetrol para sus estudios regionales.



67

reservas de crudos pesados en la cuenca de los llanos orientales

geoquíMica

Los crudos pesados en la cuenca de los Llanos tienenbase parafínicaaromática intermedia, un contenido

de azufre de 0,1% a 2,48% y gravedades promedios de15,5º API. Los crudo pesados a escala mundial general-mente tienen base nafténicas y aromáticas asfalténi-cas. La concentración de azufre es baja en com para-ción con el promedio mundial de 3% para petróleopesado.

Petrofísica

Un conjunto de registros compuesto por resistividad,microresistividad, densidad, neutrón, sónico, rayosgamma y potencial espontáneo permite reali zar unaevaluación petrofísica conable en la cuenca de losLlanos.

La ecuación de Archie dio buen resultado para elcálculo de saturación de agua debido a que mayoríade las arenas son limpias (bajo porcentaje de arcilla).

á reas de interés exPloratorio

Se identicaron y delinearon en mapas las condicio-

nes geológicas que controlan las acumulaciones depetróleo pesado en los Llanos. La aplicación del pro-grama exploratorio recomendado permitirá conr-mar la presencia de estas condiciones en el terreno

y nalmente llevar nuevos descubrimientos.Play es el conjunto de características geológicas

que favorecen la posibilidad de un tipo determinadode acumulación de hidrocarburos. La identicaciónde los plays de una cuenca ilustra su prospectividad

y es guía para la exploración de hidrocarburos.De acuerdo con las características de esta cuenca,

la clasicación de plays más adecuada es aquella quese dene en función de los tipos de trampas. Se de-nen plays relacionados con trampas estructurales, es-tratigrácas y combinadas.

Los plays se delimitaron en mapas y se cuantica-ron volúmenes potenciales para los siguientes tipos deacumulaciones de crudo pesado: yacimientos en are-

niscas del Mirador, C7, C5, C3 y C1 depositadas ecanales estuarinos y uviales, y planos de inundaciónselladas por lodolitas de las unidades C8, C6, C4, C

y León o por cambios laterales de porosidad, permebilidad o de las condiciones dinámicas de las aguade formación; campos potenciales en los bordes ddepósitos de areniscas de las formaciones Une, Guadlupe, Mirador y Carbonera; los sellos son similareslos indicados arriba y pueden estar complementa doo modicados por los efectos erosivos y degradantedel petróleo, más intensos en los bordes de la cuenc

La roca almacenadora en todos los plays correspon de a areniscas que datan desde el paleozoico hasta mioceno medio.

Los sellos principales son arcillolitas interestraticadas con las areniscas almacenadoras. Cinturonede asfaltenos (Tar Mat) complementan los sellos acillosos. Estos se precipitan durante la migración dlos hidrocarburos en condiciones de alta lentitud dujo o de altos contrastes de ujo de calor.

La carga de hidrocarburos para cada play se intepreta de datos de los campos existentes, análisis, cl sicación y distribución de las manifestaciones de hdrocarburos en la cuenca y en las diferentes unidade

estratigrácas y las vías de migración establecidasEn la cuenca de los Llanos Orientales la explorción de hidrocarburos se ha enfocado casi en su totlidad hacia la búsqueda de trampas estructurales.

Los plays estratigrácos constituyen la siguienalternativa como concepto de exploración.

Los principales indicios de plays estratigrácos socondiciones geológicas análogas identicadas en Rbiales, El Miedo, Corocora y Almagro-Valdivia, y nmerosas analogías de campos alrededor del mundpero principalmente en Venezuela y Canadá. La an

logías complementan la identicación y análisis dmanifestaciones de hidrocarburos a través de toda cuenca (particularmente en los pozos Las GuamasDorotea); el análisis geoquímico; las característicapetrofísicas y el mapeo de cada propiedad de las rcas almacenadoras y sello; la conguración estrutural y el análisis de las facies sísmicas.




68

tratigrácas e hidrodinámicas similares a Rubiales sencuentran en varios sitios de la cuenca de los Llanoaún sin explorar por completo.

El contacto agua-aceite inclinado en el Campo Ru-biales constituye un factor importante de play explo-ratorio en esa provincia estructural. Condiciones es-

Periodo

0 PLESTOICA

TARDÍO

MEDIO

TEMPRANO

C1

C1

C2

G3T1G4

T2

K1 GUADALUPE

K2UNE

DATA

Areniscasdecarbonera

Areniscasdecarbonera

TEMPRANO

TARDÍO

TARDÍO

Época

P L I O C E N O

F A R

A L L O N E S C A J A

M I O C E N O

O L I G O C E N O

C A R N O N E R A

EOCENO

TARDÍO

PALEOZOICO

TEMPRANO

DEVONIANO

ORDONCIANO

PALEOCENO

N E O G E N O

P A L E O G E N O

LEON

LUTITA E

C R

E T A C I O

T R I Á S I C O

P Z

J U R Á S I C O

Edad LitologíaNomenclatura(Ecopetrol)

Nomenclatura unificadaproyecto Crudos pesados

GUAYABO

LEÓN

C1

C2

C3

C4C5

C6

C7

C8MIRADOR

C A R B O N E R A

GUADALUPE

PALEZOICO

GACHETÁ

UNE

Estratigrafía



69


ajustes recomendados están basados en un númermuy limitado de pozos del Meta por lo cual es necsario que Ecopetrol decida si es viable una vez an

lice la información completa del área.

recoMendaciones

Para la aplicación de la propuesta de unicación deunidades, es necesario hacer ajustes a la nomenclatu-

ra usada actualmente en el Meta. Sin embargo, los

Tabla 1. Ilustra cambios recomendados en la nomenclatura usadapor Ecopetrol en los pozos del departamento del Meta.

Nomenclatura Ecopetrol (Meta) Nomenclatura recomendada

Lutita E C2

C1 C3 y C4

Areniscas de Carbonera C5

C2 C6 y C7

E3, T1, E4 C8

T2 Mirador

K1 Guadalupe y Gachetá

K2 Une

m Laguna del Avellanal, Parque Nacional Natural El Cocuy




70

su información técnica, sus fuentes de datos y sucentros de información. Incrementar los esfuerzode estandarización y depuración reducirá alguno

problemas encontrados durante la realización del pr yecto de crudos pesados.

GeofísicaCon base en la interpretación de las líneas de ac

ñamiento de los horizontes sísmicos se debe hacer sseguimiento en proyectos exploratorios y aumentala densidad de cubrimiento sísmico, para vericar lacaracterísticas de los plays estratigrácos, haciendun seguimiento al acuñamiento de los horizontes sí

micos, en los arcos propuestos para exploración deste tipo de plays.Se deben hacer análisis detallados de atributos sí

micos para profundizar en el conocimiento de las cracterísticas estratigrácas de los objetivos explortorios.

YacimientosLos cálculos de reservas y recursos (reservas poten-

ciales no descubiertas) de petróleo deben actualizar se

anualmente o cada vez que se obtengan datos adicio-nales de los campos.Los organismos del Estado encargados de adminis-

trar esta riqueza nacional tienen la oportunidad deadoptar medidas adicionales para asegurar que la to-talidad de la información de los campos de petróleoesté disponible oportunamente para la correspondiente vericación, incorporación en las bases de datos y actualización de estimativos de reservas.

Base de datosSe recomiendan actividades de mejoramiento enestandarización y depuración para ser aplicadas a lasfuentes de información técnica de exploración y pro- ducción de hidrocarburos. Estos proyectos comple-mentarán la gran gestión que en su momento hizoEcopetrol y que en la actualidad realiza la ANH sobre




71


Áreas de interés exploratorioHay que tener en cuenta más de un concepto de

play en las diferentes provincias. Y promover la ex plo-

ración de nuevos conceptos exploratorios, especial-mente los estratigrácos que han probado ser válidosen la cuenca pero que han tenido poca preferencia

y dedicación de la industria petrolera.Dada la escala regional de este estudio se recomien-

da hacer seguimiento a escala semi-regional y localde las actividades encaminadas a conrmar los facto-res que caracterizan cada play. Se debe buscar unamayor delimitación de áreas prospectivas, generarprospectos e incrementar las posibilidades de éxito.

Gravimetría y magnetometría de alta resolución,

geología y geoquímica de supercie, son programasde adquisición de información con amplio cubrimien- to regional, logística fácil, interpretación ágil y bajainversión. La inclusión de este tipo de actividades enel presupuesto de la Agencia Nacional de Hidrocarbu-ros, ANH, facilitará la promoción de contratación debloques e incrementará la probabilidades de éxito enla parte más oriental de la cuenca de los Llanos.

GeoquímicaLa recopilación y análisis de la información geo-

química realizada en este proyecto soporta un mode-lamiento geoquímico futuro de la cuenca. Este permi-tiría cuanticar el volumen de carga de hidrocarburoscon un grado de incertidumbre menor del que se tiene en la actualidad.

PetrofísicaTomar en pozos nuevos un conjunto de registros

completo que incluya resistividad, micro-resistividad,densidad, neutrón, sónico, rayos gamma y potencial

espontáneo, seleccionando la herramienta de resis-tividad más adecuada entre inducción y doble late-rolog con base a la experiencia en los diferentes cam-pos y apoyándose en los mapas de salinidad de aguaobtenidos en el estudio.

En campos de crudo pesado como el de Castilla osimilares donde el agua de formación es de muy baja

salinidad se debe prestar especial atención a la cadad del registro micro-resistivo ya que este es fundmental en la determinación del contacto agua-aceit

Se debe utilizar el registro de densidad en el cálcu lo de porosidad cuando las condiciones del hueco seabuenas. Utilizar el registro sónico en intervalos do de el registro de densidad se vea afectado por condciones del pozo. Para calcular la porosidad a partir dregistro sónico se recomienda la ecuación Ray meHunt-Gardner.

. Senecio, Parque Nacional Natural El Coc






73

Eauacn de enca de ecude enegía n cnencna en Cmban artHur d. little. 2008

introducción

El término “hidrocarburos no convencionales”representa el volumen de hidrocarburos atrapa-dos por la convergencia de varios mecanismos

geológicos o físicos, tales como bajas permeabilida-

des, presiones anormales y mecanismos de adsorción.Los hidrocarburos son la fuente de los combustiblesfósiles y no han sido explotados por completo debido, principalmente, a las limitaciones de la tecnolo-gía.

Este estudio se basará principalmente en los si-guientes tipos de hidrocarburos no convencionales:

• Metano en vetas o capas de carbón (CBM, segúnsu sigla en inglés)

• Arenas asfálticas• Esquisto bituminoso

• Lutitas gasíferas• Gas compacto• Hidratos de gasEl objetivo del estudio es explicar en detalle la di-

námica de dichos recursos no convencionales, así como ofrecer un estimado inicial a alto nivel del poten-cial de los mismos en Colombia.

A escala mundial se ha dado un importante desa-rrollo de recursos no convencionales que continua rácreciendo impulsado por los precios del petróleo y delgas. En un escenario base de la Administración de

Información sobre Energía, EIA, por su sigla en in-glés, se pronostica que para el 2030 los recursos noconvencionales suplirán cerca del 10% del mercadode “líquidos” del mundo; mientras que en un escena-rio de precio alto se pronostica que los recursos noconvencionales suplirán alrededor del 20% del mer-cado de líquidos del mundo.

. Caño Cristales, Me




74

concesión para exploración y producción, E&P. E

nue vo modelo de contrato de concesión de 2004 dla ANH fue un hito importante de esta transformción. Debe anotarse que el acceso principal aplica úncamente a los acres para exploración, así es que “mejor programa de trabajo” está directamente relcionado con la mejor exploración o con el mejor prgrama de evaluación técnica.

Además, se puede obtener un acceso secundaradquiriendo de los actuales licenciatarios los interses de operación. En Colombia existe un mercado scundario activo de propiedades petroleras. Esta e

la única manera de obtener reservas comprobadasproducción establecida. En cualquier caso, los cambios de propiedad u operador tienen que ser aprobdos por la ANH.

Dado que Ecopetrol es tanto tenedor principal dactivo como operador, entrar en sociedad con Ecoptrol parece ser un mecanismo adecuado de entrad

entorno legislativoLa actividad de la Agencia Nacional de Hidrocarbu-ros, ANH, le ha dado una nueva dinámica a la indus-tria de los hidrocarburos en Colombia. En la ac tuali-dad, hay dos maneras de obtener acceso a las licenciasconvencionales para la explotación de petróleo:

1. Proponer áreas libres por iniciativa propia deloferente, para entrar después en negociaciones direc-tas con la ANH y obtener, así, la concesión.

2. Licitar por las áreas reservadas a la ANH, cuandosu licencia se ofrece públicamente en rondas com-

petitivas. La ANH otorga estas licencias con base en varios factores, de los cuales el mejor programa detrabajo es el principal criterio de concesión.

En cualquier caso, los productores tienen accesoa dos tipos de contrato, dependiendo de la madurezdel bloque o área, a saber: contratos de evaluacióntécnica, TEAs, por su sigla en inglés, o contratos de

0

1990 2000 2005 2010 2020 2030

5

10

15

20 Historia Proyecciones Precio alto

Referencia

Precio bajo

Contribución de los recursos no convencionales al mercado mundial de “líquidos”. Fuente: EIA, 2007



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evaluación del potencial de los recursos de energía no convencional en colombia

tanto para la exploración de áreas en acres como para los activos de producción. Hoy por hoy, las nego-ciaciones y el desarrollo de acuerdos con Ecopetrol

se llevan a cabo de la misma manera que con las com-pañías privadas y comercialmente independientes,sin las ataduras de procedimientos o modelos obliga- torios.

Consideraciones iniciales sobre la legislaciónde hidrocarburos no convencionales

Para comenzar, los siguientes asuntos son de im-portancia en las discusiones sobre hidrocarburos noconvencionales:

• La cartografía de tierras: la creación y actualiza-ción del mapa de tierras es un proceso de la ANH enel que aparecen delimitadas las áreas/bloques, conel n de decidir si se mantienen libres o se incluyenen futuras rondas de licenciamiento, se clasican yasea como de evaluación técnica o de exploración. Lasexpectativas geológicas y comerciales sobre el tipode recurso existente, el tipo y magnitud de la inver-sión necesaria, y las condiciones ambientales y ope-rativas, tienen una fuerte inuencia en tales decisio-

nes. El grado de conocimiento sobre el área/bloqueguía la decisión entre la evaluación técnica y las eta-pas de exploración. Todos estos factores sirven paraescoger entre el estatus de área libre y las rondas delicitación. Este proceso debe ajustarse para abordartambién el potencial de hidrocarburos no convencio-nales.

• Concesionarios de destino: la manera como laANH considera los asuntos relacionados con la geolo-gía y el tiempo inuenciará la forma como calica alas compañías que están mejor preparadas para ex-

plorar, desarrollar y producir recursos no convecio-nales. Es limitado el número de compañías bien cons-tituidas que son técnica y comercialmente capaces, y que tienen un interés en el CBM y en otros recursosno convencionales a nivel internacional. Se requiereuna labor experta de mercadeo para que Colombiasea considerada en estos campos.

• Impuestos, regalías y participación en la produción: los términos contractuales de Colombia para pr yectos de hidrocarburos convencionales parecen se

generosos y relativamente atractivos a escala mundiaNo obstante, es claro que tendrán que ser mejoradopara atraer una inversión signicativa en el desarrllo del CBM y de otros hidrocarburos no convencinales.

• Plazo de la concesión: Un término de sólo 24 añoaunque es razonable, podría desestimular a algunode los operadores de CBM. Un plazo más largo, de 3años, fomentaría el interés de los inversionistas. Pootra parte, con una disposición contractual de extesión se resolverían este tipo de consideracio nes s

bre el plazo.• Cesión de derechos: si existiera una declaració

en el sentido de que la aprobación de la cesión de drechos a un cesionario competente no será retenidsin razón, esto sería tranquilizador para las partes interesadas, aun cuando, en la práctica, probablemenno crearía mecanismos automáticos.

• Tamaño de las áreas/bloques: la mayoría de lorecursos no convencionales bajo estudio se caractrizan por una concentración relativamente baja dhidrocarburos. Por esta razón, el tamaño del área d

explotación debe ser grande. Por ejemplo, un halla go lateral de CBM con brazos múltiples puede drenafácilmente dos kilómetros cuadrados o 200 hectáreaLos desarrollos de gas compacto requieren áreas ddrenaje igualmente extensas.

• Venteo/quema de metano en vetas de carbón durante las pruebas: es común ventear a la atmósferquemar gas de los pozos piloto de CBM durante largoperiodos (meses) para evaluar el potencial de produción y planear los pozos futuros. Los operadores tmen que este venteo sea considerado como un “de

pilfarro”, aunque realmente se está hablando de udaño ambiental relativamente pequeño si se comp ra con el ocasionado por el venteo de todo el metanliberado a la atmósfera por la minería convencionde carbón.

• Cronograma de pagos: los inversionistas nortamericanos e internacionales, en general, están má




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Una retención del 30% por encima de ciertos preciotope, tal y como está vigente hoy en día para los hdrocarburos convencionales, podría tener un impac psicológico negativo en algunos inversionistas poteciales en el negocio de los recursos no convencionles, especialmente si el tope se ve demasiado bajo. Uporcentaje más bajo sería bastante menos desalentador.

• Transferencia de tecnología: este tipo de contrbución es típica en programas de exploración por pa

te de compañías extranjeras. Los operadores, en smayoría, lo toman como parte del costo de explorción. Aun así, tiene un impacto psicológico negati ven los inversionistas potenciales. Por otra parte, es unoportunidad para que los operadores aancen sus r laciones con los legisladores colombianos, así comuna ocasión para que los legisladores tengan acces

acostumbrados al pago de cuotas anuales que a lasmensuales o trimestrales. El sistema de pagos men-suales puede restarle algo del encanto a la explora-ción de CBM u otros hidrocarburos no convenciona-les en Colombia.

• Fecha límite para los pagos por producción com-partida: 90 días es un plazo amigable con el operador.Otros plazos más apretados, como por ejemplo des-pués de cada mes del periodo de producción, puedenresultar problemáticos para los departamentos de con-

tabilidad de algunas empresas, que quizás no tenganlistos todos los datos sobre precios y tasas en 30 días.

• Regalías costosas: pueden disminuir el atracti vodel negocio de los hidrocarburos no convencionales.Una de las razones por las cuales los inversionistasconsideran la exploración de recursos no convencio-nales en Colombia es el elevado precio de la energía.




77

a un entrenamiento que, de otra manera, jamás lesllegaría.

• Informes: otros países permiten que las compa-

ñías mantengan sus descubrimientos dentro del te-rreno de lo condencial por más tiempo; esto animaa las compañías a explorar áreas adicionales y a tra-bajar de la mano con las agencias del gobierno. Estasdisposiciones ayudan a que las compañías busquenmás oportunidades y hagan una mejor selección sintener que revelar toda su información a la compe-tencia antes de tener la oportunidad de actuar.

conclusionesResumen del potencial del recursoColombia tiene un potencial signicativo a largo

plazo en la producción de hidrocarburos no conven-cionales tales como metano en vetas de carbón, are -na asfáltica, lutita gasífera y gas compacto. El poten-cial en esquisto bituminoso e hidratos de gas a términomedio es más limitado. De manera preliminar, las es-timativas basadas en los datos disponibles revelan unpotencial signicativo de los siguientes recursos enColombia:

• Metano en vetas de carbón: 7,5 Tcf (billones depies cúbicos) de reservas recuperables.

• Arenas asfálticas: 40 a 60 Gbbl (mil millones debarriles) de petróleo recuperable.

• Lutitas gasíferas: 30 Tcf de reservas recupera-bles.

• Gas compacto: Desconocido.Si bien es cierto que estas reservas están ubicadas

en Colombia, existen numerosas razones por las cua-les estos recursos no convencionales han recibido re-lativamente poca atención hasta el momento. La ma-

yoría de la producción actual de hidrocarburos deColombia proviene de desarrollos convencionales y la industria está mejor familiarizada con ese tipo deproyectos. Los desarrollos no convencionales han sido obstaculizados debido a la disponibilidad limitadade información geológica, a los desafíos técnicos, ala disponibilidad limitada de personal especializado,

a los problemas de seguridad, a una legislación inxible y a la falta de incentivos económicos, ademáde precios de energía históricamente bajos.

Las tecnologías comerciales y las nuevas técnicaespecializadas para la explotación de hidrocarburono convencionales, cada vez están más disponiblealrededor del mundo. Dada la magnitud del potencigeológico que tiene el país y el interés que tiene lANH en explotar estos recursos, Colombia debería pder atraer actores sosticados y con mucha experiencia para este tipo de desarrollos.

El metano en vetas de carbón es, de todos estos rcursos, el más avanzado en términos de desarrolloexistentes (el proyecto La Loma de Drummond, esp

cícamente), pero será necesario sobrepasar algunabarreras reglamentarias para garantizar que el papueda captar todo el potencial de este tipo de recusos no convencionales. Especícamente, será necesrio desarrollar una estructura reglamentaria para extracción de CBM que funcione en coordinación colos planes de desarrollo futuro de la minería de cabón, puesto que esta falta de coordinación ya ha entorpecido un proyecto de gran envergadura y otroen la industria, están esperando ver cómo se maneeste caso antes de decidir su participación en vario

proyectos para la extracción de CBM.En general, la infraestructura que tiene Colomb

para el transporte de gas y la existencia de un mercadde gas en aumento deberían fomentar el desarrolen Colombia de los proyectos de extracción de CBM

gas contenido en las lutitas y gas compacto. No obtante, actualmente el nivel de utilización de algunogasoductos es alto y se requieren mayores inversines para aumentar la capacidad de transporte. Poejemplo, al menos en un caso, hay un proyecto prpuesto de extracción de CBM que podría desarrolla

se en los próximos años, pero el gasoducto local yestá totalmente copado, así es que o el proyecto saplaza o se construyen gasoductos adicionales.

Las arenas asfálticas podrían proveer una adiciósignicativa a la oferta futura del país en materia dcrudos extra pesados. No obstante, se requiere unin versión considerable de capital para el tratamien





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y mejoramiento de las arenas asfálticas, lo que muposiblemente le restará bastante al atractivo econmico de este tipo de proyectos. Además, el impact

ambiental de los métodos de extracción de las arenaasfálticas podría ser signicativo.Colombia tiene abundancia de rocas orgánicas r

cas en los estratos cretáceos que han sido fuente prlíca para la generación de grandes reservas de petrleo y gas asociado. No obstante, el contenido orgánicde estas lutitas no parece compararse con el de las ltologías de los prospectos de “esquistos bituminosoen las cuencas de otras partes del mundo. Como resutado de esto y con base en la información que etá actualmente disponible, el potencial de esquisto

bituminosos del país parece ser limitado. Teniend vastas áreas tanto en el océano Atlántico como en Pacíco, Colombia podría tener un espectacular ptencial de hidratos de gas; sin embargo, aún hay grandes retos tecnológicos y ambientales asociados cola explotación de estos recursos, sin importar su ubcación. La ANH debe continuar monitoreando de ce ca las iniciativas internacionales de investigación eesta área, pero aún en los escenarios más optimistaes poco probable que cualquier desarrollo de hidrtos de gas en Colombia se materialice antes de 2020

Ajustes requeridos para fomentar el desarrolloCon el n de garantizar un desarrollo complet

de su potencial de hidrocarburos no convencionaleColombia necesitará hacer ajustes a su marco reglmentario en las áreas de petróleo y gas, y tendrá quprestar mayor atención a los asuntos relacionados cola sostenibilidad.

Los proyectos para desarrollar los hidrocarburono convencionales típicamente requieren de una am

plia base de recursos para hacer que los proyectos seaatractivos. Los gastos de capital pueden ser signictivos, la tasa de retorno de los proyectos puede semás baja y la recuperación de costos más demoradque en los desarrollos convencionales. Adicionalme te, existen retos tecnológicos importantes que se dben superar.m Chinchiná, Caldas



79


Con el n de fomentar el desarrollo futuro de es-tos recursos, la ANH debe trabajar para abordar pro-blemas especícos relacionados con su marco legisla-

tivo y scal. Es posible que la ANH tenga que revisarsus términos scales y ofrecer incentivos económi-cos adicionales para estimular estos proyectos. Pue derequerirse una revisión de los términos de conce sión

y la duración de algunas de las fases de sus proyectosde desarrollo para responder de mejor manera a lasnecesidades especícas de la explotación de los hidro-carburos no convencionales. La ANH también tendráque trabajar para mejorar la transparencia y los pro-cesos internos, especialmente los relacionados con lacartografía de tierras, el tamaño de los bloques adju-

dicados y la manera como se asignan los derechospara la explotación de los hidrocarburos.

Además, los desarrollos no convencionales también presentan importantes oportunidades y retode sostenibilidad. Dependiendo del tipo de recurs

no convencional, estos proyectos pueden tener uimpacto relativo diferente (ya sea positivo o negat vo) sobre varios factores ambientales, incluyendo huella de carbono, la calidad del aire, el manejo disposición de aguas, la alteración de la tierra y emanejo de desechos sólidos. Mientras que estos pr

yectos pueden tener un mejor o peor impacto reltivo sobre el medio ambiente, en comparación cootros pro yectos de desarrollo convencional de petrleo y gas, la ANH y otras agencias gubernamentalede cualquier forma, deben estar preparadas para abo

dar estos asuntos a medida que se desarrollan estipo de proyectos.

m Ericacea, Santander





pErspECtivAssoCio-

AMBiENtAlEs



8282

m Cabo de La Vela, Guajir




83

introducción

Históricamente se ha considerado a los fon-dos marinos profundos como sistemas esta-bles y poco produc tivos, sin embargo, recien-

temente esta concepción ha cambiado. Por ejemplo

en los márgenes continentales, que corresponden ala transición entre la plataforma continental (200 mde profundidad) y las llanuras abisales, se han en-contrado multiplicidad de estructuras geológicas queproveen el hábitat apropiado para el asentamientode especies estructurantes que forman diversas co-munidades biológicas.

Las comunidades más conspicuas se encuentranconformadas por corales, bivalvos, briozoos, espon-jas y gusanos de mar. Muchas de las especies que lashabitan tienen historias de vida diferentes a las de lasespecies de aguas someras, caracterizándose por po-seer bajas tasas de crecimiento y reproducción, ais-lamiento genético y baja posibilidad de ser puentede conectividad con otros ecosistemas, lo cual re-percute en que las comunidades sean sensibles acambios ambientales y perturbaciones huma-nas. Por estas razones, los ecosistemas que lasalbergan han sido considerados prioritariospara su conservación.

Debido a los avances tecnoló-gicos, en los últimos años hacobrado gran interés la ex-plotación de los re cursos pre-sentes en los fondos marinos,siendo una de las industrias másinteresadas la de extracción de hidro-carburos. Colombia no ha sidoajena a esta dinámica y ha em-prendido la exploración del mar-

gen continental en sus dos océanos. Por esta razón, eprioritario conocer las comunidades biológicas prsentes y su distribución, de modo que se garanticel aprovechamiento del recurso causando una mín ma afectación sobre ellas. Así, el Instituto de In vetigaciones Marinas y Costeras, INVEMAR, y la AgencNacional de Hidrocarburos, ANH, se unieron para fomular y ejecutar el proyecto “Especies, ensamblaje

y paisajes de los bloques marinos sujetos a explor

ción de hidrocar buros” , que tiene como objetivo cracterizar preliminarmente las comunidades bentnicas y planctónicas en las principales unidades dpaisaje de las áreas de exploración petrolera, comprendida en algunos de los bloques de exploracióde hidrocarburos del mar Caribe y océano Pacíccolombianos entre 200 y 800 m de profundidad, etérminos de sus componentes biológicos, geológico

y oceanográcos, como elementos para su conservción y aprovechamiento sostenible.

Productos esPeradosLos productos esperados el nalizar el proyecson:

1. Concepto técnico como aporte de infomación que contribu ya al proceso de tom

de decisiones para el liceciamiento ambiental de atividades de explotación d

hidrocarburos costa afuera.2. Base bibliográca de la infomación secundaria de las área

estudiadas en cuanto a su geografígeología, oceanografía, biología

ambiente.

Eece, enambaje y aaje de bque man uje a exacnde hdcabun instituto de investigaciones marinas y costeras: José benito vives de andréis. 2008a




84

de importancia estratégica en el conocimiento, conservación y uso sostenible de las riquezas ambientles del país.

El proyecto completo está planeado en tres fasecon una duración de tres años. Durante el primer añse planeó elaborar un concepto técnico que sirva dapoyo durante el proceso de evaluación de viabilidade la exploración y explotación, con base en la caraterización preliminar de los ensamblajes de la mgafauna bentónica de las áreas de estudio del Caribcolombiano. Esta caracterización será nalizada segundo año. En el tercer0 se realizará una caractrización similar en el Pacíco colombiano.

resultados De la información secundaria requerida para el pr

yecto, en esta primera fase se recolectó principalmen t

3. Caracterización actualizada de la macrofaunabentónica y plancton de las áreas estudiadas entre200 y 800 m de profundidad, identicando las espe-

cies más abundantes, características e importantes.4. Catálogos en línea de las especies relevantes,como mecanismo de divulgación de la informaciónbiológica obtenida y contribución al fortalecimientodel Sistema de información en biodiversidad mari na,SIBM.

5. Mapas de paisajes del fondo marino que per-mitan delimitar ambientes homogéneos y localizarlas comunidades bentónicas en cada una de las zo-nas estudiadas.

6. Material en forma de libros, aches y otros que

divulguen los resultados obtenidos y sirvan para lasocialización del conocimiento adquirido.

7. La integración de la información obtenida almapa ocial de ecosistemas de Colombia, documen to

Figura 1. Localización general de los bloques de exploración y áreas de estudio

“especies, ensamBlajes y paisajes de los Bloques marinos

sujetos a exploración de hidrocarBuros”

bloqu d xplocón2008

bloqu Futbloqu Mgdln

bloqu Tyon

Mar Caribe



85

aquella relacionada con la evaluación de la biodiversi-dad marina tomando como base ocho grupos taxonó-micos representativos: peces, equinodermos, corales,esponjas, moluscos, briozoos, crustáceos y polique-tos. La información se complementa con referenciasbibliográcas a los grupos funcionales de zooplanc-ton y toplancton, en razón a su importancia comobase de la cadena alimenticia e indicadores de la ri-queza biológica y calidad de un ambiente en particu-lar. Este catálogo nal contiene 1600 referencias depublicaciones de carácter cientíco, organizadas eindexadas dentro de una base de datos textual espe-cializada en el manejo de información bibliográca:WinISIS

conclusiones y recoMendaciones generales Dentro del análisis de la información para la creaciónde unidades morfológicas del fondo marino se evi-denció la necesidad de contar con una base batimé-trica de muy buena resolución y precisión, todo esto

enfocado a que a partir de esos datos dependerá el nivel de detalle de la interpretación. Así como del al-cance que la información permitirá sintetizar.

Una debilidad evidente es la falta de complemen-tación de los datos batimétricos con imágenes back-scatter que mejoraran el nivel de interpretación dando un nivel de conabilidad más alto, esto teniendo

en cuenta que los datos del MBES sean entregados cosus respectivos metadatos e información de su ni vde procesamiento.

Se debe tener en cuenta la generación de una basde datos más amplia de tipos de fondos marinos pra futuras comparaciones con datos backscatter paruna mejor interpretación de los fondos oceánicos.

especies, ensamblaJes y paisaJes de los bloques marinos suJetos a exploración de Hidrocarburos



8686

m Pescador en Ladrilleros




87

Guía aa aca a cmuncacn n procuraduría general de la nación. 2007

introducción

La Procuraduría General de la Nación, PGN, endesarrollo de la política institucional de con-trol preventivo en materia de derechos de los

grupos étnicos, diseñó y coordinó la ejecución del

programa para el fortalecimiento de la capacidadde interlocución entre el Estado, los pueblos indíge-nas, las comunidades afrocolombianas y las comu-nidades rurales, como un instrumento que contribu yaa superar las diferencias y divergencias que subya-cen en muchas situaciones de enfrentamiento genera-doras de violencia, desde el ámbito de los mecanis-mos alternativos para la resolución de conictos. Deesta manera, nuestra entidad busca contribuir a larealización del principio de reconocimiento de la di-

versidad étnica y cultural del Estado colombiano, y

a promover este tipo de herramientas extrajudicialespara superar las contradicciones y diferencias entrelas comunidades.

Los talleres para “facilitar la comunicación inter-cultural, intersocial e interinstitucional” están dirigi-dos a líderes de los grupos étnicos, de las comunida-des rurales y campesinas y funcionarios públicos delas entidades de gobierno y organismos de controldel nivel municipal, departamental y nacional.

A través del taller los participantes adquieren ha-bilidades que les permiten, a partir de su propia expe-

riencia, una mejor interlocución entre ellos, lo queirradia el ejercicio de sus roles sociales; de esta for-ma, funcionarios y líderes tendrán elementos su-cientes que les permitirán avanzar para pasar “de losconictos crónicos a la institucionalización de arre-glos”. Los talleres son teórico-prácticos, utilizan unametodología participativa que combina diferentes

técnicas de la pedagogía para adultos, herramientesencial para el logro de los objetivos propuestos; poello, el capítulo inicial de la presente guía se dedca a desarrollar este punto, para después abordar agenda teórico-práctica del taller.

los ejes

El módulo de formación propuesto tiene una durción total de 20 horas (dos días y medio), y se desrrollan los siguientes ejes:

1. Estructura del Estado colombiano;2. El Estado colombiano como garante de der

chos;3. El destino de la política: participación y demo

cracia;4. De los conictos crónicos a la institucionaliz

ción de arreglos; y,5. El rol de la PGN en la construcción de un Estad

multicultural.En suma, se desarrollan los grandes cambios const

tucionales que transformaron la discusión de los asu tos públicos hasta 1991 y sitúa los debates actualedel papel del Estado y de la sociedad en la construción del Estado social mediante actuaciones de paticipación en los asuntos a ser transformados, o mjorados.

El segundo tema desarrolla las obligaciones del E tado como garante de los derechos fundamentaleampliando la reexión a los derechos colectivos dlos grupos étnicos. Explica y profundiza en los drechos económicos, sociales y culturales. Enseña signicado del bloque de constitucionalidad para protección de estos derechos.




88

a. El seminarioEs el lugar donde se riegan semillas; es decir, do

de se plantan algunas ideas entre personas activa

que tienen por su recorrido ya un cúmu lo de frutoque pueden ser resembrados en un terre no abonadPor ello, aunque los facilitadores hacen de sembrdores en los talleres, para ofrecer mejores condicines para incorporar, aanzar y mejorar cada nuevsemilla que se siembra, son ante todo y fundamentalmente los participantes los encargados de generalas mejores posibilidades de recepción y uso de aqullo que se comparte como contenidos intelectualespor medio de ejercicios prácticos.

El seminario inicia o cierra un campo temático. In

troduce en la plenaria un tema que será profundizadpor los participantes de manera individual y en grpos de trabajo, en el transcurso de la sesión.

El tercer eje desarrolla la importancia de la parti-cipación en política, es decir como medio de inuirdecisiones que marcan, en un sentido u otro, los des-

tinos de la vida en sociedad.El cuarto eje muestra cómo los nuevos conocimien-

tos y reexiones realizados han de incidir en la gene-ración de cambios, mediante el fortalecimiento de lacapacidad de interlocución de los diferentes actoressociales y estatales, de tal manera que se posibilita im-plementar aspiraciones y resolver algunos conictoscrónicos, logrando la institucionalización de arreglos.

Finalmente, se expone el mandato constitucionalque regula las funciones de la PGN y su compromisocon la realización del Estado social de derecho, plu-

ral, multicultural y participativo que proclama la cons-titución política.

El compromiso institucional de la PGN se concretaen el ejercicio nal, en el que los líderes de los gru-pos étnicos y participantes, divididos por regiones,acuerdan con los funcionarios de la PGN un asunto apriorizar, con el n de avanzar en la comunicaciónintercultural y pasar de “los conictos y necesidadescrónicas a la institucionalización de arreglos”.

herraMientas Metodológicas Para abordar cada sesión se dene un modo relacio-nal entre el facilitador y los participantes para veri-car el proceso de aprendizaje. Se induce a los par-ticipantes a partir de estos procesos para que comoadultos, con experiencias, capacidad de dialogar crí-ticamente y de deducir generalidades, diferencias y abstracciones, trabajen con otros. Se propone com-binar diferentes herramientas metodológicas tales

como: el seminario, el taller, la asamblea y la partici-pación en numerosos juegos y ejercicios que estánpensados para ayudarnos a pensar y a cambiar acti-tudes.

m Isla Salamanca



89

guía para facilitar la comunicación

b. Los talleresEl taller, desde el punto de vista pedagógico, es un

modelo de enseñanza aprendizaje, que busca “apren-der haciendo”. El conocimiento se adquiere en unapráctica concreta que implica generar en los partici-pantes la convicción de poder actuar para incidir entareas concretas. El enfoque metodológico de los ta-

lleres busca superar de algún modo la división entreformación teórica y práctica. Es decir, resalta de modo práctico que los conocimientos teóricos, métodos,técnicas, y habilidades se adquieren en un procesode trabajo haciendo algunas cosas y no sólo mediante la “recepción de contenidos”. Los talleres abren laposibilidad para enriquecer las discusiones.

c. El trabajo en grupoEl seminario taller está dirigido a un grupo de pa

ticipantes, que son o pueden llegar a ser actores as ciados para iniciar procesos de interlocución más ad cuada con el Estado. Es por lo que se dará especirelevancia a que se sienten las bases de las actitudepara valorar la organización y consolidación de gr

pos.

d. Asambleas o plenariasSon momentos en que los participantes y el fo

mador, a veces con invitados especiales, se reúnepara escuchar un mismo mensaje y comentar.

m Gaitero de San Jacinto, Montes de María




90

e. El juegoUna mayor comprensión se facilitará simplemen-

te conversando. Pero también se facilita a través deljuego porque los ejercicios educativos pueden jugarun papel muy importante en la interacción humana.Considerar los juegos como parte de un contexto de

interacción social, lleva a preocuparse por el uso po-tencial de estos como herramientas para apoyar eltrabajo educativo en grupos y comunidades. Se uti-lizarán ideas de doble sentido (símbolos, parábolas,imágenes) y juegos como herramientas para enseñar.Esta perspectiva es importante en el proceso, porqueayuda a crear imágenes vivas y a identicar proble-

mas que de otra manera permanecerían ocultos. Ejuego enseña mediante el gozo que proviene de unactividad divertida; posibilita saber nuevas cosas, pe

sar nuevas ideas, sentir de otra manera y aprendenuevas actitudes. El trabajo desde el juego tambiéimplica responsabilidad individual y frente al grupcon el que se juega.

f. Materiales de apoyo: La caja de herramientasCon el objeto de apoyar los talleres se han selecci

nado un conjunto de medios para hacer uso de ellosi se considera pertinente:

• Selección de documentos anexos• Bibliografía básica• Audioteca• Contenidos en CD

g. Relaciones entre los textosLos encuentros en el seminario taller buscan in

tegralidad, es decir, la posibilidad de que circule teoría y la práctica. Dene desarrollar discusiones tericas sobre las razones actuales para que hoy se duna demanda creciente desde la sociedad y el Estdo para generar cambios, como una pequeña instru

mentalización que permite fortalecer herramientaprácticas para la interacción.

Todos los temas están relacionados entre sí: el ma co de conceptualización del Estado, de participaciótiene consecuencias sobre el comportamiento a asumir ante un problema social especíco. Cuando lapersonas se movilizan para obtener algo de la admnistración pública ponen en juego diferentes concepciones sobre los derechos y deberes sociales. La mnera como el Estado está organizado, las funcioneque asume, comparte o delega a la sociedad, dete

minan las maneras como se ejerce la política y laoportunidades del desarrollo. Por lo tanto, lo que sentiende y se practica como democracia y participción política, entre otros asuntos, cambia a través dlos tiempos y del debate que en ellos los ciudadanopuedan ofrecer sobre lo que es justo y a lo que se tine derecho.

m Niño de la etnia Nukak



91

guía para facilitar la comunicación

Finalmente, se presenta el marco normativo, la ma-lla institucional, los mecanismos, instancias, mo men-tos y procesos que canalizan buena parte del accio-

nar social para orientar hacia salidas en derecho quese traduzcan en aportes para una mejor instituciona-lidad. Las discusiones, los conictos y diferentes op-ciones de entender los derechos y deberes, la demo-cracia, la participación para el desarrollo social optanpor una concepción que privilegia la construcción engrupo o comunidad de las discusiones y decisionessobre los asuntos de interés colectivo. Se deendenlas discusiones que permitan beneciar los intereses

generales de la sociedad de manera compatible colos intereses generales de los diversos grupos étnico

y de las comunidades rurales de la nación.

Trabajar con comunidades indígenas, afrocolombianas y campesinas plantea asuntos como la lectu ra y la escritura en comunidades de cultura oral. Eestas culturas el pensamiento se expresa y comuni cde otra manera. Por lo anterior los seminarios, los tlleres, los juegos y ejercicios que se presentan y lomedios escritos, se han de apreciar como complemetarios.

. Mujer de la etnia Nuk






93

Guía ambena aa exacn ímca manaen agua ceánca cmbanan ministerio de ambiente, vivienda y desarrollo territorial. 2008

zonificación y áreas Protegidas costeras y Marinas,ecosisteMas coralinos

Colombia es el único país suramericano que poseecostas tanto en el mar Caribe como en el océano Pa-cíco, para un total de casi 3000 km de línea de base

recta costera. Además y dentro de los límites de zonaeconómica exclusiva, posee islas oceánicas localiza-das lejos de la costa continental colombiana confor-madas por el Archipiélago de San Andrés, Providen- cia y Santa Catalina, y la Isla de Malpelo, por lo cuallas áreas jurisdiccionales colombianas cubren 988 000km2, lo que equivale en extensión casi al territorio na-cional emergido (Ingeominas, 1998; Ivemar-Fonade-MMA, 2000; Alonso et al, 2007).

zonificación costera y Marina La política nacional ambiental para el desarrollo sos-tenible de los espacios oceánicos y las zonas costerase insulares de Colombia (MMA, 2000) aprobada por elConsejo Nacional Ambiental, considera las unidadesambientales costeras y oceánicas, UACs, y las unidadesde manejo integrado de zonas costeras, UMIs, comolímites imaginarios que delimitan sectores de cos tade acuerdo a criterios políticos, ambientales y socialescon el propósito de ordenar territorialmente y plani-car coherentemente las acciones de gestión y ma ne-

jo de las zonas costeras y oceánicas del país.Con base en esta política, se formuló el programa

nacional de investigaciones en biodiversidad mari-na y costera-PNIBM (plan de acción 2001-2010), el cualpropende por el uso racional de los recursos natura-les renovables marinos y costeros, dando cumplimien- to a los compromisos adquiridos por Colombia en el

marco del convenio sobre diversidad biológica (le165 de 1994), y particularmente del Mandato de Jkarta (1995) sobre conservación y uso sostenible dla biodiversidad marina y costera.

Como resultado de la implementación de dich

pro grama, el Ministerio del Medio Ambiente (MM

2000) seleccionó como ecorregiones estratégicas dimportancia nacional un conjunto de zonas, todas ellaen el ámbito continental e insular, de acuerdo a crterios que involucran las dimensiones ambiental, scial, cultural y política. En el estudio principal se encuentran plenamente identicadas y detalladas ladiferentes ecorregiones y subcorregiones incluidas eese programa.

á reas ProtegidasColombia es el tercer país con mayor biodiversidaterrestre en el mundo y el segundo en biodiversidamarina en el continente americano después de Mé x co. No obstante, esta biodiversidad se encuentra cad

vez más expuesta a presiones de tipo antrópico y ntural, haciendo que la biodiversidad se esté perdien do de forma acelerada (Alonso et al, 2007).

Una estrategia para conservar esta biodiversidalo constituye el “sistema nacional de áreas protegidasSINAP, que organiza las áreas protegidas en cuatr

grandes grupos:• Áreas protegidas de orden nacional• Áreas protegidas de orden regional• Áreas protegidas de orden local• Áreas protegidas privadasEn la zona costera y marina de Colombia existe

12 áreas protegidas de orden nacional perteneciente




94

de información sobre el subsuelo marino, así compara proteger fauna amenazada por la actividad.

También es cierto que aún existen profundos v

cíos de conocimiento, relacionados con la fauna mrina en general, en gran medida por cuanto las invetigaciones son difíciles de modelar bajo condicionecontroladas, situación que de una u otra forma contribuyen a acrecentar la polémica sobre el tema. Entlos aspectos más importantes que contribuyen a esescenario de incertidumbre se pueden mencionar

• El conocimiento sobre las características y las condiciones siológicas de la fauna marina en generaes muy limitado y se complica aún más cuando se rquieren investigaciones sobre aspectos particulare

como la parte auditiva de animales, en particular dlos cetáceos y tortugas marinas.

• Los experimentos practicados sobre unas pocaespecies menores en cautiverio no pueden ser consderados como representativos de los potenciales efetos que pueda sufrir la fauna marina, en particulalos macroinvertebrados. Mucho menos es factible intentar extrapolar dichos resultados a las poblacioneen su medio natural y predecir el comportamientque tendrían.

• Los altos costos que involucran las investigaci

nes y experimentos sobre los potenciales efectos qusobre la fauna puede generar la sísmica marina esu mayor parte dependen de limitadas apropiacionepresupuestales gubernamentales o de la nanciaciódel sector productivo, especialmente el relacionadcon la actividad, lo cual restringe de una u otra la idependencia de los investigadores y de las investigciones.

Pero además, existen otros factores difíciles dmodelar relacionados con la dinámica y la propagción del sonido en el medio marino, como son: con

diciones climáticas; batimetría, tipo y composiciódel fondo; comportamiento de las corrientes marinatanto superciales como de fondo; características sicoquímicas del agua como salinidad, temperaturentre otros, por lo cual los resultados de los mismopresenten altos grados de imprecisión. A pesar de lanterior, los estudios adelantados en la última déc

al sistema de parques nacionales naturales de Colom-bia, SPNN, las cuales pueden ser consultadas en el in-forme principal.

M arco legal

El estudio materia de este resumen, presenta un de-tallado informe del marco legal vigente en Colombiapara la realización de cualquier actividad de explo-ración sísmica marina. En primer lugar, el informeexpone de una manera clara y detallada las generali-dades del régimen legal colombiano, para identicar

y describir las diferentes entidades administrati vas

del Estado colombiano y las funciones que cumplencada uno de los entes administrativos allí presenta-dos. Este trabajo presenta un minucioso y detalladomarco normativo del ordenamiento legal colombiano,

vigente a nivel nacional e internacional para ese tipode actividades.

iMPactos aMbientales Por actividades de exPloración sísMica

Los estudios más completos, serios y profundos sobrelos potenciales impactos que sobre el medio ambiente pueden generar las actividades de sísmica marina,se remontan a una década, pese a que estas activida-des se desarrollan desde hace 50 años. No obstante,estos coinciden con el periodo de mayor desarrollode las técnicas de ex ploración, en particular la 3 D, asícomo en la intensicación de su uso para la explo-ración y desarrollo de campos en aguas profundas.La gran mayoría de éstos se encuentran disponiblesen Internet, lo que permite una detallada revisión de

la literatura existente sobre el particular. Pero es unhecho que día a día la sísmica marina genera nue vasinvestigaciones y profundiza otras, crea nuevas dis-cusiones, tan to a favor como en contra. Igualmente,hay que reconocer que estas discusiones también hanjalonado investigaciones y desarrollos tecnológicospara hacer más ecientes las técnicas de recolección



95

da han permitido reducir de una u otra forma estasdeciencias en cuanto al conocimiento y comporta-miento de la biota marina, pero también han dado

origen a una serie de medidas de tipo preventivo y de mitigación, que han demostrado sus bondades anivel mundial.

Es necesario precisar que la presente guía cubreactividades de sísmica marina que se realicen por fuera de la plataforma continental (más allá de los 200 mde profundidad), áreas donde por lo general se reali-zan pocas actividades socioeconómicas, pero tambiéndonde menos información se tiene sobre los mediosabiótico y biótico, no sólo de Colombia sino de losocéanos y mares en general.

e valuación de iMPacto aMbiental

Toda evaluación de impactos está dirigida a predecirde la forma más objetiva posible, las potenciales con-secuencias que sobre el entorno pueda originar eldesarrollo de un proyecto, obra o actividad. Para taln se requiere conocer cada una de sus etapas y acti-

vidades técnicas, las cuales conjugadas con las carac-terísticas ambientales donde se insertará, permiten

la valoración cualitativa e incluso, cuantitativa de losimpactos. Dependiendo de la calidad de la informa-ción disponible la evaluación de los impactos ambien-tales que un proyecto puede generar sobre el am bienteserá más precisa.

Si bien existen numerosas metodologías para eva-luar impactos, las cuales de una u otra forma depen-den de la calidad de la información, para esta guía seutilizará la clásica matriz causa-efecto que permiterelacionar de forma global tanto los factores ambien-tales susceptibles de afectación como las actividades

generadoras de afectación. Para tal n, inicialmentese denieron las etapas y las principales actividadesque por cada una de ella conforman una actividadsísmica marina (ver tabla 1).

descriPción de los Potenciales iMPactos

Si bien en Colombia las exploraciones sísmicas mrinas se remontan a la década de los 70, no existe

registros completos en materia ambiental. Pero admás, la casi totalidad de las exploraciones sísmicamarinas llevadas a cabo se han desarrollado sobrlas plataformas continentales, Caribe y Pacíco, dColombia, por fuera del alcance de esta guía. En cosecuencia, para poder determinar con mayor precsión los impactos que genera la actividad sísmica mrina, en particular en aguas oceánicas, se acudió a experiencia internacional sobre el particular, la cucomo se mencionó anteriormente, se encuentra publicada en Internet.

De su revisión se destaca que casi todos ellos iden tican los mismos impactos, algunos con mayor in tesidad que otros, en gran medida como consecuencdel área donde se llevaron a cabo los trabajos. Todoestos estudios coinciden que los mayores impactose dan sobre la biota por la emisión de ruido genera dpor los cañones de aire comprimido, así como sobrlas actividades marítimas, en particular la navegción y la pesca de altura por la utilización del espcio marino, mientras que en tierra se dan impactoasociados a la actividad por el descargue, transpo

te y disposición de los residuos tanto sólidos comlíquidos que se generan al interior de las embarcacines. Con la experiencia internacional sobre el particlar y las actividades típicas identicadas, se preparuna matriz causa-efecto (ver tabla 1). A continuacióse hace una descripción de los impactos sobre los mdios abiótico, biótico, socioeconómico y cultural.

Medio abiótico

Los potenciales impactos que se dan sobre este mdio se presentan básicamente durante la operacióde la actividad. Están relacionadas con alteracionede las características sicoquímicas de aire y aguen razón a vertimientos de las plantas de tratamien de aguas residuales domesticas, del separador de hdrocarburos y de la planta desalinizadora con qu

guía ambiental para exploración sísmica marina en aguas oceánicas colombianas




96

para minimizarlos (sistemas de tratamiento de aguaresiduales domésticas e industriales, incineradoretrituradores de desperdicios, entre otros), lo tempo

ral de la actividad y la localización donde se llevacabo la prospección sísmica (más allá de la platafo ma continental).

Se pueden presentar impactos relacionados con disposición de las aguas tratadas tanto domésticas (ngras y servidas) como industriales (de sentinas), acomo por los residuos de alimentos, previa tritur

cuentan las embarcaciones. Igualmente, se presen-tan cambios en las características sicoquímicas delaire, por las emisiones de los motores y equipos, así

como por el ruido consecuencia de las explosiones.No obstante, todos son de baja magnitud, dados losequipos con que cuentan las embarcaciones a bordo

Medio biótico

Los potenciales impactos que se generan sobre el me-dio biótico, se presentan durante la etapa de opera-ción y están relacionados con la actividad misma.

Tabla 1. Matriz general causa-efecto para determinar potenciales impactospor actividades de sísmica marina

APlaneación

A.1

T r á m i t e d e p e r m i s o s

S e l e c c i ó n y c o n t r a t a c i ó n e m p r e s a s

y e q u i p o s d e a p o y o n a c i o n a l e s

C o n t r a t a c i ó n y e n t r e n a m i e n t o

d e p e r s o n a l

A r r i b o d e l a e m b a r c a c i ó n a

a g u a s c o l o m b i a n a s

M o v i l i z a c i ó n d e l a e m b a r c a c i ó n

a l á r e a d e l p r o y e c t o

T e n d i d o y c o n f i g u r a c i ó n d e l o s

e q u i p o s

M a n e j o y d i s p o s i c i ó n d e r e s i d u o s

s ó l i d o s y l í q u i d o s d o m é s t i c o s


s ó l i d o s y l í q u i d o s


s ó l i d o s y l í q u i d o s i n d u s t r i a l e s

T r a n s p o r t e s u m i n i s t r o s p o r b a r c

o

T r a n s p o r t e p o r h e l i c ó p t e r o

S a l i d a d e l a e m b a r c a c i ó n

R e g i s t r o d e d a t o s s í s m i c o s

A.2 A.3 B.1 B.2 B.3 B.4 B.5 B.6 B.7 B.8 C.1 C

Etapas generales del proyectoB

OperaciónC

Desmovlizació

Actividades

Impactos potenciales

Medio

ABIÓTICO

Hidríco Aguas marinas Alteración características fisicoquímicas

Alteración características fisicoquímicas

Incremento en los niveles sonoros

Afectación huevos y larvas

Afectación macroinvertebrados

Afectación aves

Afectación peces

Afectación tortugas marinas

Afectación cetáceos

Generación de expectativas

Generación de empleo

Disminución capturas de pesca

Demanda de bienes y servicios

Alteración rutas de navegación

Potenciales impactos negativos Potenciales impactos positi

Aire

Ruido

Biota marina

Atmósfera

FaunaBIÓTICO

SOCIOECONÓMICO Y CULTURAL

Componente Elemento Impacto

Nota: Esta matriz es un reerente técnico. Los impactos reales sólo se pueden identifcar y cuantifcar cuando se conoce el área del proyecto y lascaracterísticas técnicas de la prospección



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ción, pero los mismos y como se mencionó con ante-rioridad son de baja magnitud dados los equipos conque cuentan para prevenirlos o mitigarlos. En conse-

cuencia, el potencial impacto mayor lo produce el ruido que se genera por las explosiones durante las ac-tividades de tendido y conguración de los equipos

y el registro de los datos sísmicos. En efecto, diversosestudios adelantados, tanto a nivel experimental como de campo, concluyen que la casi totalidad de losorganismos que se encuentren en un radio de pocosmetros alrededor del sitio de la explosión de los caño-nes de aire, sufrirán un daño físico severo, tanto in-terno como externo, con altísimas probabilidades demuerte inmediata o a muy corto plazo.

Los estudios de laboratorio han demostrado queindependiente del tamaño del animal y del grupo ta-xonómico al cual pertenezca, un dispositivo de explo-sión que emite una magnitud de ruido de 232 dB, laseñal recibida a 1,5 m es de 230 dB, por lo que los or-ganismos que se encuentren a una distancia menorperecerán. Por su parte, aquellos que estén en un ra-dio de 4 m sufrirán lesiones internas signicativas de

forma inmediata y a la postre morirán o verán reducida su capacidad reproductiva. Niveles menores druido generan respuestas conductuales; por ejem pl

para algunos peces el umbral de reacción se en cue tra en el rango de 160-188 dB. También se ha estblecido que aquellas especies que se encuentren emenos de 1 km de la fuente sufren cambios de comportamiento.

Ante la escasez de datos sobre la respuesta de epecies, en particular de los mamíferos marinos a laprospecciones sísmicas, la mayor parte de los paísedesarrollados han adoptado medidas preventivas p ra mitigar los potenciales efectos que sobre éstas spuedan dar, las que incluyen desde la suspensión d

actividades cuando los animales se encuentran en área, así como periodos y áreas especícas donde nse pueden realizar prospecciones sísmicas. Sin luga dudas la aplicación de estas medidas reduce sustacialmente la exposición de los mamíferos y demáespecies marinas a las explosiones de las actividadesísmicas en el mar, tabla 2.

Tabla 2. Resumen de respuesta de la biota marina a actividades de sísmica marina

Fuente intensidad Rango Intensidad recibida Impacto (DB) (DB)

>225

1-10 mAprox. 140 atm

Mortalidad de zooplancton, huevos de peces ya las larvas; hemorragia, parálisis, pérdida de

visión en peces (Patin, 1999).

226 No No establecido Cambio temporal en la audición de la beluga.establecido En delnes no se encontraron cambios a 228 dB

180-205 Variable No establecido Sobresaltos en el comportamiento de algunasespecies de pesca.

No establecida < 250 m Aprox. 190 Pinnípedos en apariencia tolerantes.

No establecida No 140-180 Estampida de ballena jorobada, gris y deestablecida Groenlandia.

No establecida 1 km 140

Estampida de delnes; se detienen a 8 km de lafuente.




98

Tabla 2. Resumen de respuesta de la biota marina a actividades de sísmica marina

Fuente intensidad Rango Intensidad recibida Impacto

(DB) (DB) No establecida 7-25 km 115-164 Estampida de ballenas de Groenlandia.

No establecida 5-18 mn No establecidaReducción en las capturas de peces, no sereportan mermas en capturas de camarones.

Aprox. 80 Ruido ambiental.

Fuente: The Royal Society o Canada, 2004

. Pescador de Buenaventu



99

Medio socioeconóMico y cultural

Los potenciales impactos que se presentan sobre es-te medio, se pueden dar en todas las etapas del pro-

yecto.

Potenciales iMPactos sobre la econoMía

Debido a la especialidad de la actividad, no se pre-senta una mayor generación de empleo. Igual aplicapara la demanda de bienes y servicios. Otros impac-tos que están directamente correlacionados con elárea de in vestigación sísmica, tiene que ver con na-

vegación ya sea costera, de cabotaje o internacional.

La magnitud del impacto para estos casos depende rádel sitio donde se realicen los trabajos y del tiempoque requieren. Así, la navegación costera y de cabo-taje puede verse restringida para no interferir con lasactividades sísmicas, mientras que si los trabajos sellevan a cabo en alta mar pueden afectar las rutas denavegación internacionales.

No obstante, los potenciales impactos menciona-dos que genera la actividad de exploración sísmicamarina sobre este componente y de acuerdo con laexperiencia nacional, siempre han demostrado que

cuando se han dado, son de baja magnitud en razóna la temporabilidad y su localización.

Potenciales iMPactos sobre actividades Pesqueras

Los estudios establecen que no se registraron muer-tes de peces en un radio de 20 m alrededor del áreaprospectada, aunque si se detectó una reducción sus-tancial en las capturas en los alrededores de las áreasdonde se llevaron a cabo los trabajos. Las mismas in-

vestigaciones consideran que ello se debe a la alte-ración del comportamiento de los peces por lo queretirada la fuente generadora de ruido, las capturas

vuelven a sus volúmenes normales.

Medidas de Manejo aMbiental

Para poder denir las medidas de manejo ambientante todo es necesario tener en cuenta los siguiente

aspectos:Los barcos utilizados en las prospecciones sísm

cas marinas, además de ser unos de los más modenos, cumplen con todos los principios y fundamentodel Convenio de MARPOL 73/78 así como las estrictanormas dictadas por la Organización Marítima Intenacional, OMI, en materia de prevención de la contminación marina. Por lo anterior, no se incluyen me ddas para el manejo a bordo de los residuos domésticoo industriales, ya que las tecnologías utilizadas poestas embarcaciones cumplen a cabalidad con los co

venios internacionales raticados por Colombia.


. Puerto Carreño, Vichada




100

cabo actividades de exploración sísmica marina eaguas oceánicas colombianas (profundidades mayres a 200 m), deben considerar la necesidad de co

tar con programas y proyectos mediante los cualese manejen los potenciales impactos que la actividapuede generar (tabla 3). Otros potenciales impactorelacionados con el transporte, manejo y disposiciónal de los residuos en tierra, deberán considerar ladirectrices consignadas en la “guía ambiental para teminales portuarios” y en la “guía ambiental para tranporte de materiales peligrosos.”

Por otra parte, la tecnología utilizada para los re-gistros sísmicos es una de las más avanzadas a nivelmundial, en cuanto a su anidad con el medio. En

efecto, los procedimientos para los registros sísmicosson resultado de numerosas pruebas y revisiones he-chas por investigadores y supervisores de diferentesentidades internacionales, públicas y privadas, pro-cedimientos en los cuales tanto tripulantes como em-presas están altamente calicados y entrenados, razónpor la que tampoco se requieren medidas adiciona-les para su manejo.

Con base en lo anterior y de acuerdo con el áreaasignada, la(s) empresas(s) interesada(s) en llevar a

D i v u l g a c

i ó n d e l p r o y e c t o a l a

c o m u n i d

a d y a u t o r i d a d e s c o m p e t e n t e s

C o n t r o l y d i v u l g a c i ó n d e l a i n f o r m a c i ó n

r e s u l t a n t

e d e l a s i n v e s t i g a c i o n e s p o r p a r t e

d e l a s a u

t o r i d a d e s c o m p e t e n t e s ( G S - 2 )

C o n c i e n t

i z a c i ó n d e l a t r i p u l a c i ó n y

O r i e n t a c i ó n e n S e g u r i d a d ( G S - 3 )

L i n e a m i e n t o s p r e v i o s a l a s o p e r a c i o n e s

d e s í s m i c a m a r i n a ( V M - 1 )

P r o c e d i m

i e n t o s p a r a l a s a c t i v i d a d e s d e

s í s m i c a m

a r i n a ( V M - 2 )

M a n e j o d e a v e s

Medio Potenciales impactos

Programas y proyectos

GS1 GS2 GS3 VM1 VM2 VM3

Biótico

Socioeconómico

y cultural

Afectación huevos y larvas

Afectación macroinvertebrados

Afectación aves

Afectación peces

Afectación tortugas marinas

Afectación cetáceos

Generación de expectativasGeneración de empleo

Disminución capturas de pesca

Afectación artes de pesca

Alteración rutas de navegación

Tabla 3. Relación impacto medida de manejo



101


PrograMa de gestión social (gs)En este programa se incluyen las medidas que es ne-cesario implementar antes, durante y después de una

actividad de prospección sísmica marina para el ma-nejo de los impactos sobre el medio socioeconómico

y cultural.Incluye las siguientes medidas las que se identi-

can con la sigla GS:• Divulgación del proyecto a la comunidad y auto-

ridades competentes (GS-1)• Control y divulgación de la información resultan-

te de las investigaciones por parte de las autoridadescompetentes (GS-2).

• Concientización de la tripulación y orientación

en seguridad (GS-3).

PrograMa de Manejo y Protección de la vida Ma rina

( vM)En éste se incluyen las medidas propuestas para pr

venir o mitigar los impactos que el proyecto genersobre la biota marina. Comprende las siguientes mdidas que se identican con la sigla VS:

• Lineamientos previos a las operaciones de símica marina (VM-1).

• Procedimientos para las actividades de sísmicmarina (VM-2)

• Manejo de aves (VM-3)

. Rana venenosa, Tolim



102102

m Cayo Serranillas, San Andrés




103

semazacn de eud

ambenae genead e ecn instituto de Hidrología, meteorología y estudios ambientales de colombia, ideam. 2007 el

introducción

Como resultado del esfuerzo de la Agencia Nacionalde Hidrocarburos, ANH, y el Instituto de Hidrología,Meteorología y Estudios Ambientales, IDEAM, mediante la suscripción de un convenio de cooperación entre

las dos instituciones, se desarrolló el inventario, se-lección, análisis, validación, migración y consulta vía web de los estudios y de la información ambientalcontenida en los Estudios de Impacto Ambiental, EIA,Planes de Manejo Ambiental, PMA y/o Informes deCumplimiento Ambiental, ICA, realizados en la zonade estudio. Para el desarrollo de la parte 1 del proyec- to se tuvo una secuencia de tres fases: en la fase 1,se tomó como objeto de trabajo, la zona centro surque abarca los departamentos de Caldas, Huila, Ca-quetá, Cauca, Putumayo, Tolima y Cundinamarca.Esta fase se adelantó dentro de los primeros ocho me-ses del proyecto.

De manera simultánea, en la fase 2 se tomó como objeto de trabajo la zona centro norte que abar-ca los departamentos de Antioquia, Boyacá, Santan-der y Norte de Santander. Tuvo seis meses para sudesarrollo.

Durante la tercera fase se tomaron como objeto detrabajo las zonas Caribe, que abarcó los departamen-tos de Bolívar, Cesar, Córdoba, La Guajira, Magdalena

y Sucre; y Pacíco, que abarcó los departamentosde Cauca, Choco, Valle del Cauca y Nariño. Esta ter-cera fase contó con seis meses para su desarrollo.

Finalmente, la segunda parte del proyecto con-templó el diseño y elaboración del registro único ambiental, RUA, como instrumento de captura de infor-mación del módulo de uso de recursos para el sectorhidrocarburos, parte integrante del sistema de infor-mación ambiental que coordina el IDEAM.

. Parque Nacional Natural Los Nevados



104


inventario de los Proyectos (o exPedientes), con sus resPectivos eia , Planes de Manejo y /o inforMes de seguiMiento existentes en las zonas de estudio.

Tabla 1. Resultados nales de la selección de expedientes

Centro Centro Caribe Pacíco Totalsur norte

TOTAL EXPEDIENTES SILA 280 191 104 26 601ARCHIVADOS 111 62 29 10 212TRANSPORTE (distribución, gasoducto.Poliducto, oleoducto, red domiciliaria). 27 44 36 14 121

SÍSMICA 15 7 5 N.A. 27

DERRAME N.A. N.A. 1 N.A. 1REFINERÍA ERRADA 6 1 N.A. N.A. 7CAMPOS ERRADA 1 N.A. N.A. N.A. 1PERFORACIÓN EXPLORATORIAERRADA 1 N.A. N.A. N.A. 1

FECHA RECIENTE 30 20 9 N.A. 59TOTAL ELIMINADOS -191 -134 -80 -24 -429

DISPONIBLES PARA SELECCIONAR 89 57 24 24 172

SELECCIONADOS 51 38 11 1 101

EXPEDIENTES ACUMULADOS -8 -4 0 0 -12

SIN INFORMACIÓN -7 -1 -1 0 -9SÓLO BIÓTICO -1 0 0 0 -1EXPEDIENTES ADICIONALES EN EMPRESAS 3 2 0 0 5

TOTAL DE EXPEDIENTES REVISADOS 38 35 10 1 84

N.A.: No aplica

E L I M

I N A D O S

inventario de la inforMación aMbiental y de las series históricas estructuradas Para las zonas

de estudioDentro de las actividades realizadas se encuentra elproceso de organización de la información ambien-tal para armar las series históricas en los temas agua,aire, residuos y recurso biótico para las zonas de estu-dio. Los totales de series históricas construidas en cada región son:

• Zona centro sur: se construyeron un total de 28series históricas de información ambiental en los t

mas agua, aire, suelo y residuos que correspondenlos 38 expedientes que fueron seleccionados para e ta zona de estudio.

• Zona centro norte: se construyeron un total d171 series históricas de información ambiental en lotemas agua, aire, suelo y residuos que correspondea los 35 expedientes que fueron seleccionados paresta zona de estudio.



105

• Zona Caribe: se construyeron un total de 24 se-ries históricas de información ambiental en los temasagua, aire, suelo y residuos que corresponden a los

10 expedientes que fueron seleccionados para estazona de estudio.• Zona Pacíco: se construyeron un total de cinco

series históricas de información ambiental en los te-mas agua, aire, suelo y residuos que correspondena un expediente seleccionado para esta zona de es-tudio.

Migración y consulta vía web de los estudios

y de la inforMación aMbiental contenida en los estudios de iMPacto aMbiental, eia , Planes de Manejo aMbiental, PMa, y /o inforMes de cuMPliMiento aMbiental, ica, realizados en la zona de estudio Luego del proceso de selección, análisis, revisión y

validación de la información ambiental contenida enlos EIA, PMA e ICA encontrados para la zona de estu-dio, y de la estructuración de las series históricas enformato Excel, se procedió a la migración al sistemade información ambiental para que pueda ser con-sultada vía web. Este proceso de migración se llevo

a cabo a través del consorcio ADA-GENOME, empresade informática.

l a Parte 2 del Proyecto consistió en el diseño y elaboración del registro único aMbiental del Modulo de uso de recursos-sector hidrocarburos del sisteMa de inforMación aMbiental

Se realizó un taller de concertación con las empre-sas del sector, donde entre otras, se realizaron las si -

guientes actividades:• “Durante el Taller se revisaron y dicutieron los 12

or matos de captura del RUA sec tor hidrocarburos pre-

sentados por el IDEAM . Los comentarios quedaron con-

signados en la pre sente acta y pos teriormente la Sub-

dirección de Estudios Ambientales del IDEAM divulgará

vía Internet los nuevos ormatos ajustados”.

sistematización de estudios ambientales generados por el sector

• “Revisar el tema de validación cartográca vs. o

mato RUA. Los monitoreos de agua, de aire, de ruid

las compensaciones orestales y las extracciones d

material de arrastre llevan como anexo un plano gereerenciado, inormación debe ser plenamente consi

tente con los datos diligenciados en el RUA y con lo

estándares cartográcos del IGAC ”.

• “Quedan como tareas de la DLPTA e IDEAM reorm

lar el ormato de recurso biótico, y evaluar y den

el periodo de balance y/o periodo del inorme del RU

tanto para los proyectos en desarrollo como los pr

yectos exploratorios”.

• “La concertación del RUA Sector Hidrocarburo

constituye el insumo ormato ICA 2 para el otro proye

to de la DLPTA de actualización del manual de segumiento ambiental …”

a justar el Manual de seguiMiento aMbiental del Mavdt-dlPta , Para incorPorar el rua Con el objeto de incorporar el RUA-módulo de uso drecursos como herramienta de captura de informción para seguimiento dentro del licenciamiento ambiental, y como instrumento que modica el form

to ICA2 del informe de cumplimiento ambiental, RUA-sector hidrocarburos constituye un insumo dentro del proceso de ajuste del manual de seguimien tambiental llevado a cabo por la Dirección de Licen ciaPermisos y Trámites Ambientales-DLPTA del MAVD

Una vez consolidados los ajustes del caso, el IDEA

entregará la versión nal del RUA-hidrocarburos a DLPTA para que sea ingresada en el manual de segumiento ambiental de proyectos, documento que esen revisión y actualización por parte de esta depedencia del Ministerio.





pErspECtivAsDE

AUtosUfiCiENCiA



m Caño Cristales, Me



109

Deñ de una íca nega de ecde enegc aa e ca cmbann fundación barilocHe. 2006

introducción

El presente estudio busca determinar los facto-res que permitan formular una política inte-gral de precios de los energéticos para el caso

En síntesis, el estudio intenta responder a la cues-tión de cómo diseñar una estrategia energética inte-gral con énfasis en la política de precios que la haga

viable según las metas denidas por el gobierno deColombia, respetando las condiciones del entornoconformado por el escenario mundial, el contexto de

colombiano. El enfoque central utilizado para reazar dicho análisis se puede resumir en las siguienteguras:

los actores intervinientes y las reglas de juego centrles en vigencia, lo que incluye el marco legal e insttucional.

Para tal n el esquema metodológico central utlizado se presenta en la gura 2.


Figura 1. Enoque metodológico-conceptual para la ormulación de políticas

Situación actual

¿De qué se parte?

Acciones (instrumentos, programas…)

Recursos

P1

P2

Pn

…

Estrategia

¿Cómo actuar?

Situación deseada

¿A qué se aspira?

Cambios en el contexto internacional

(condiciones de borde)

Cambios en el contexto nacional

(condiciones de borde)

Actores




110

• Mantener y acrecentar la capacidad exportado rde productos energéticos.

• Utilizar los recursos más abundantes y no trasables en el mercado interno para liberar recursoexportables.

• Incrementar la actividad exploratoria.• Mejorar y ampliar la capacidad de renación• Consolidar la minería de carbón no exportable

• Adecuar la política de precios a las metas de política energética.

La prospectiva petrolera nos señala la necesidade realizar inversiones en procesos de recuperaciómejorada, exploración y desarrollo de importantes n veles de reservas para sostener el abastecimiento interno y mantener las exportaciones.

Figura 2. Esquema simplifcado de análisis de la adecuación de la política de precios a las metas del Plan Energético Nacional, PEN, visión2003-2020 y elementos para el PEN 2006-2025

La planicación energética en Colombia exigirárepasar las lecciones aprendidas y elaborar una listade tareas para concretar, como se presenta a conti-nuación:

• Desarrollar un marco institucional adecuado y readaptado según los diferentes cambios de escena-rios.

• Buscar la exibilización de políticas según esce-

narios internos y externos cambiantes.• Presentar una planicación permanente del sec-

tor. Trabajar en la estabilidad y permanencia de loscuadros técnicos.

En desarrollo de lo anterior la política integral deprecios deberá trabajar los siguientes aspectos:

• Otorgar prioridad a la autosuciencia energética.

Penetración de las fuentesmetas del PEN 2003-2020

Penetraciónde las fuentes

según precios yotras ventajascomparativas

Resultados:Primeras aproximacionespara evaluar adecuaciónde la política de precios

y modificaciones

necesarias

Estructura de precios relativosactualmente existente

en Colombia:-Sector residencial

-Sector comercio y servicios-Sector industrial

-Sector generación eléctrica-Sector transporte

Adecuación de los preciosy tarifas a los costos según

proyecciones resultantesde los escenarios de oferta

y demanda

Nuevos niveles de preciosresultantes y diseño

de posibles mecanismosde financiamientopara inversiones de riesgo

minero y comercial

Diseño de los lineamientos principales de una política de precios acorde a metas de abastecimiento

que hagan un uso mas intensivo de los recursos abundantes no transables y den sostenibilidad

a las exportaciones energéticas y a los escenarios fiscales deseables.

Insumo para elaboración del PEN 2006-2025.

Comparación de resultadosy metas

Modelo desustituciones:

-Análisis porusos en energía

útil en cadasector



111

diseño de una política integral de precios de los energéticos para el caso colombiano

Es importante trabajar y optimizar la política deproducción incremental, pero dentro de unos lími-tes de costos viables. Se debe intensicar la búsque-

da y obtención de crudos livianos con el n de lograrcambios sustanciales en la composición de la mezclade crudos que se obtengan en el futuro.

Los principales desafíos e incertidumbres que en- frentará Colombia en los próximos años son acercade los pronósticos de producción de hidrocarburos

y sus impactos socioeconómicos pre visibles en cadaescenario (scales, ingreso de divisas, formación deprecios etc.)

Es de primordial importancia implementar el di-seño de una política energética integral que provea

respuestas para mitigar riesgos y buscar respuestasfrente a escenarios alternativos porque necesitamosestar preparados para cualquier cambio de panora ma.Además, los riesgos de impactos macroeconómicos

negativos y la uctuación impredecible de los preciomundiales son variables que no pueden ser desatendidas.

Uno de los principales problemas identicados eeste estudio es una marcada asimetría entre los riegos y benecios de los productores para realizar invesiones en nuestro territorio frente a la incertidumbrde los cambios en las decisiones sobre la economía

Por eso, es de primordial importancia diseñar uadecuado mecanismo para combinar una política dprecios con la ejecución de las inversiones necesariadentro de un cronograma preciso. Como no podemodesconocer el riesgo de los resultados de las inversines, las políticas estatales deben buscar una divers

cación de la oferta energética.El siguiente gráco nos muestra qué sucedería

no se descubrieran más reservas o no se incentiva recuperación mejorada.

Puntos críticos mercado interno2008-2010

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

50

100

150

200

250

Ampliación de refinería deCartagena, mayor conversión,

déficit ACPM

Demanda interna alta

Demanda interna baja

Capacidad de refinación

Oferta escenario declinaciónde producción ADL




112

jor programa de inversión obtendría recursos quayudarían a cubrir su inversión.

• Además, el fondo ayudaría a nanciar inversióde riesgo fortaleciendo a Ecopetrol sin reducir el gassocial.

• La solución podría ser que los ingresos adicionles generados por los ajustes de precios de los enegéticos (caso de desmonte de subsidios actualizado

se utilicen para nanciar gasto adicional hasta el lmite del crecimiento previsto del PBI.

• Este mecanismo aseguraría la continuación dprogramas de perforación que no interesaría a los prductores por temor al riesgo exploratorio, pues npodemos desconocer, que sin perforación no hay psibilidades de incorporar reservas de magnitud.

En el siguiente gráco se observan las necesidades de inversión de riesgo para evitar la caída de produción y exportaciones.

Para el diseño de una política integral de precioses importante la creación de un fondo destinado a ga-rantizar la autosuciencia petrolera y mantener la ca-pacidad exportadora.

• El programa de desmonte de subsidios debe iracompañado de un plan de promoción a las inversio-nes en exploración mediante el cual el Estado podríadestinar toda, o parte de la renta incremental cap-

turada por el Estado (sobre la base de reglas de juego vigentes), para la creación de un fondo especíco destinado a garantizar la autosuciencia petrolera y elmantenimiento de la capacidad exportadora.

• Este fondo podría proveer recursos para explo-ración de riesgo, bajo reglas de reembolso en caso deéxito. De este modo, el productor que presente el me-

–

500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20162017 20182019 2020 2021 20222023 2024 2025

1000

1500

2000

2500

3000

–

20

Inversión estimada para incorporar reservas a corto plazo Pozos estimados

40

60

80

100

140

120Inversiones requeridas en pozos y sísmica entre 2500

y 1500 millones de dólares al año en 2006-2010aumentaría probabilidad de hallazgos.

400 Pozos exploratorios 2006-2010



113

• El Estado debe estar preparado para realizar inversiones a riesgo para dar sustentabilidad al gastosocial, dado que sostener éste, sin el aporte del sec-

tor petrolero no parece viable.

conclusiones Para el sector Petrolero

Las simulaciones realizadas señalan que un suaveajuste de los precios nales y la vinculación de estosa la política energética (en particular a inversiones deriesgo) favorecerían las metas necesarias para garan-tizar la autosuciencia petrolera y mantener la capa-cidad exportadora.

El impacto sobre los precios nales en términosreales expresados en dólares sería inferior al 1% men-sual (dependiendo de los combustibles).

En este nuevo contexto, se garantiza la obtenciónde recursos adicionales, pero no podemos descono-cer que estos ajustes implican aumentos de costos entransporte de carga y de pasajero. Por ello, es acon-sejable revisar la sobretasa aplicada al ACPM.

En todo caso, el costo de esta política para el con-sumidor nal revertiría en una estrategia que mini-mizaría el riesgo scal, los impactos macroeconómi-

cos negativos, y ayudaría a evitar los precios elevadosque se causarían en un escenario que nos demandela importación del crudo.

g as natural

El costo incremental para el nuevo gas a incorporar(nuevos desarrollos, proyectos de exploración en mar- cha y futuros descubrimientos) será superior a loscostos del gas en producción. Por ello, se debe estu-diar de manera minuciosa una política de precios que

acompañe este proceso, dado que el gas regulado dis-minuirá por declinación su oferta y la nueva ofertaentrará gradualmente en una política de precios sinregular.

Uno de los mayores desafíos es lograr hacer com-patibles los precios para que pueda hacer atractiva lainversión al productor con el logro de una adecuada

penetración del gas. Los precios altos para el produtor conducen a la pérdida de competitividad del gaen los diversos sectores de consumo.

Por eso, la importancia de implementar plantapara desarrollar GTL a gran escala, pues es necesardisponer de reservas que en la actualidad no estádisponibles.

conclusiones Para el sector gas natural

• La meta es lograr importantes excedentes de ofe ta sobre la base de la prospectiva de los resultadode los nuevos proyectos de exploración.

• Se debe lograr un equilibrio entre los precios doferta y demanda.• A corto plazo sólo proyectos GTL de escala p

queña parecen viables. A largo plazo, la produccióde GNL debe ser revisada de una manera cuidadospara establecer si puede competir con los precios dmercado interno. También, dependiendo de las rese

vas futuras podría implementarse el desarrollo duna mayor oferta de GTL.

• Es necesario dar sustentabilidad regulatoriatodo el esquema de gas natural bajo una visión a lar

go plazo e integrada con los restantes sectores segúlineamientos del nuevo PEN 2006-2025, tarea que r visa la Comisión Reguladora de Energía y Gas, CRE

• Dada la expansión prevista de la demanda segúregiones, parecería aconsejable un importe o cargadicional para las tarifas de transporte.

• Es de especial importancia considerar las relacines de precios del carbón, del diésel oil, del GNV y dGLP.

c arbónEl análisis de la prospectiva de la gran minería dexportación es muy alentador; pues no sólo crecerálos volúmenes de producción, sino que es previsibque las nuevas exportaciones obtengan precios máelevados. Logrando así, mayores divisas y un aumen de los ingresos scales.





114

La consolidación de la pequeña y mediana empr sa, tendría la ventaja de reorganizar el perl del empresario del sector, admitiría consolidar inversion

y permitiría aportar nuevas fuentes energéticas proceso de sustituciones de combustibles mediantecnologías CTL. Además, estas nuevas tecnologías in

volucran una forma de utilización limpia del cabónpero su desarrollo está sujeto al impulso de un régmen de políticas más activas por parte del Estado

ción de petróleo y gas, hacen propicio el logro de esobjetivo que debería ser prioritario para las políticafuturas de abastecimiento.

• Es urgente buscar mecanismos para lograr u

mayor desarrollo del sector carbón a través de tecnlogías CTL y promover una oferta acorde a la deman den generación eléctrica.

• Un esquema de desarrollo CTL promovería cotratos de largo plazo similares a los de gas naturacreando un marco previsible de inversiones y tasade retorno del capital.

El análisis de la rentabilidad de la pequeña y me-diana minería reveló que bajo los precios y condicio-nes en que se desempeña este mercado, la oferta no

podría ser incrementada por deseable que resulte talmeta.El desafío consiste en consolidar la pequeña y me-

diana minería, a través de un mecanismo subsidiariocon fondos provenientes del incremento de apor tesscales bajo unas reglas de juego similares a las quese aplican al sector petrolero.

conclusiones Para el sector carbón

• La inversión privada será muy importante pa-ra la gran minería de exportación, lo que puede darlugar a ofertas de CTL y gas metano. Sin embargo, elinicio de tales proyectos parece muy lejano y, en talsentido, el panorama de oferta futura es incierto.

• La consolidación de la pequeña y mediana mine-ría se considera una meta deseable si logra convertirse en una actividad organizada.

• Los escenarios de precios previstos, junto a lasincertidumbres respecto a los pronósticos de produc-

Gráca de exportación de carbón: gran minería

–

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3

2 0 1 4

2 0 1 5

2 0 1 6

2 0 1 7

2 0 1 8

2 0 1 9

2 0 2 0

2 0 2 1

2 0 2 2

2 0 2 3

2 0 2 4

2 0 2 5

20

40

60

80

100

120

140

–

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

E n m i l l o n e s d e t o n e l a s a ñ o

E n m i l l o n e s d e t o n e l a s a ñ o

Tn/año Alto Exportaciones alto u$s/Tn 50 Tn/año Bajo Exportaciones alto u$s/Tn 50



115


• Una mayor oferta de derivados, distintos a losprovenientes del petróleo, contribuye en el procesode lograr una sustentabilidad scal a largo plazo. Por

eso, es aconsejable crear mecanismos para promoverel desarrollo organizado y sustentable en términosambientales y sociales del sector.

• El contexto de precios elevados para el crudo crealas condiciones propicias para estudiar esta posibili-dad.

conclusiones Para el sector eléctrico

• En la actividad de generación se requieren ajus-tes en el cargo por conabilidad, con el n de remu-nerar mejor a las plantas que dan rmeza al sistema.Este ajuste permitiría nanciar el plan de expansióndel escenario expansionista. Se estima que los ajus-tes implican incrementos en el ingreso medio de losgeneradores de $8,02 por Kw-h. Estas medidas au-mentarían la conabilidad del sistema. Sin embargo,dependiendo del costo de gas a largo plazo, los incre-mentos podrían ser mayores.

• En transmisión, es posible que las nuevas expan-

siones se realicen con cargos superiores a los actuales.Se estima que podría presentarse un incremento de$2,45 por Kw-h. Sin embargo, con rentabilidades in-feriores al 16% es posible nanciar el plan con loscargos actuales.

• La expansión en distribución se podría nanciarcon tasas de rentabilidad del 11% y con cargos me-

el sector eléctrico

Los ingresos totales que recibieron los agentes act vos en el año 2005 (generadores, transportadores, di

tribuidores y comercializadores) de la cadena eléctricascendieron a US$ 4350 millones, con una distribción porcentual como la que se muestra en el siguie te gráco.

dios menores a los actuales. La Unidad de Planeació

Minero Energética, UPME, deberá denir las necesiddes de expansión con el n de denir con mayor pr cisión los cargos que permiten su nanciación.

• La adopción de un cargo jo de comercializacióresuelve en gran parte los problemas de la competecia en este segmento, pero implica incrementos elas tarifas y en las facturas de los usuarios de estratobajos y disminuciones en las facturas de estratos alto

y de usuarios no residenciales. Lo primero, se puedmitigar con incrementos en los subsidios y lo segu do, permite mayor competitividad a la pequeña i

dustria, al reducir en forma importante sus tarifas• Si se llegare a dar el ajuste de precios aquí analiz

do, el gobierno recibiría por un lado, cerca de US$ 60millones en mayores impuestos y aportes a los fondos de electricación existentes, pero tendría quaportar mayores subsidios en cerca de US$92 millnes anuales.

Transportador 8 %

Distribuidor 44 %Comercializador 9 %

Generador 38 %




116

de hectáreas consignado por dicha federación reprsenta a su vez, sólo el 24% de las tierras potencialeidenticadas por la UPME.

a nálisis de la oferta Potencial de nuevas fuentes y costos de oferta : etanolEl área potencial destinada al cultivo permanente dcaña de azúcar es de 4 887 000 hectáreas (UPME, 200

y su productividad agrícola en Colombia oscila etre 100 t/ha y 120 t/ha. La productividad industripara producir etanol puede variar desde un valor d75 l de etanol por tonelada de hectárea hasta un valoprospectivo de 85 l/t. Esto da un rango de product

vidades entre 7500 l/ha y 10 000 l/ha.Asumiendo que el 50% de la caña se destina a

producción de etanol, se obtiene una producción ptencial de entre 17,7 millones de m3 y 24,1 millonede m3.

consideraciones acerca de la oferta y deManda de etanolEn el año 2020 la demanda interna de etanol (cañ

de azúcar) tomaría el 0,8 % del área potencial. En momento, no parece viable agregar más del 10% detanol anhidro a la mezcla con gasolinas. Si se aumetara en un 15 % (límites admisibles para evitar prblemas de funcionamiento del motor) el rendimient

• En términos generales, los ajustes requeridos enprecios de la energía eléctrica son menores y, en lamayor parte de los casos, se estudian por parte de la

CREG, lo que hace pensar que por efecto de los pre-cios no deberán presentarse problemas de oferta enel futuro.

a nálisis de la oferta Potencial de nuevas fuentes y costos de oferta : biodieselEl área potencial para el cultivo de la palma africanaes de 3 143 301 hectáreas (UPME, 2005). La producti-

vidad actual para la producción de aceite es de alre-dedor de 3900 l de aceite por hectárea, estimán dose

que a futuro esta productividad podría alcanzar los5500 l/ha. Con base en estas cifras se esti ma un po-tencial de producción de aceite de palma situa do en-tre 12 000 000 m3 y 17 000 000 m3. Sin embargo, nopodemos desconocer que una parte de esta produc-ción será destinada a la exportación y usos no ener-géticos, debido al alto costo del aceite de palma.

Asumiendo que un 50% del área potencial culti- vable se destinase a la producción de biodiesel, éstaalcanzaría entre 6 millones de m3 y 8,5 millones dem3.

La oferta actual de aceite de palma rondaría las800 000 t/año. Esto signica un 22% respecto a lasproyecciones de la Federación Nacional de Cultivado-res de Palma de Aceite, Fedepalma, pero el potencialsería aún mucho mayor, si se considera que el número

. Piedemonte Llanero, Meta



117

de las tierras sería mayor. Además, se necesitaría unaconversión del parque automotor, lo que está previs- to hacia 2012.

consideraciones acerca de los usos alternativos de la tierra y la Producción de biocoMbustibles

Debido al gran potencial que ofrece Colombia parala producción de aceite de palma y de biodiesel, unincremento en la penetración de este combustible enforma masiva implicaría iniciar una competenciacon la producción de alimentos y la propia exporta-ción de aceites y otros productos derivados de esta

materia prima. En consecuencia, se debe diseñar unpolítica de abastecimiento que establezca un equlibrio entre los derivados producidos a partir de su

distintas alternativas. En el caso del etanol, se debconsiderar el impacto de su utilización sobre los prcios de los alimentos. Sin embargo, una política equlibrada permitiría disminuir la demanda de crudpara la producción interna de derivados.

Por otra parte, si se decidiera incrementar su dmanda a largo plazo bajo la forma pura de uso de escombustible, sin porcentaje tope de mezcla con gaslinas, ello requeriría modicar el parque automoto

y adecuarlo a trabajar con motores biocombustiblecuyo único productor por el momento es Brasil.


Síntesis del proceso de sustituciones a largo plazo provocado por las modicacionesde los precios y sus escenarios alternativos

0

Leña

2005

Valores absolutos caso base

Valores absolutos escenario 1



16 558

22 259

22 259

22 259

22 259

1080

35

35

35

35

33 074

97 196

92 040

80 660

73 814

250

544

544

544

544

4230

7499

7886

8387

11 818

7430

10 658

10 658

10 658

10 658

40 821

25 813

26 546

30 588

33 476

32 052

62 505

62 922

62 999

62 319

45 735

60 285

63 022

68 363

69 333

3100

5447

5447

5447

5447

2439

1900

1900

1900

1900

310

673

673

673

673

16 628

43 692

44 145

44 954

45 751

2754

5915

5915

5915

5915

7848

17 040

17 040

17 040

17 040

194

1831

1883

2170

2374

0

4020

4202

4558

4623

Fueloil

Gasnatural Coque LPG Diésel

Kero-sene

Gaso-lina

Electri-cidad

Carbón

deleña

Petróleocrudo

Gases

indus-triales

Carbónmineral

Recu-perado Bagazo Etanol

Bio-diése

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

T c a l

2005 Valores absolutos caso base Valores absolutos escenario 1 Valores absolutos escenario 2 Valores absolutos escenario 3

Mayores precios del gas natural, mayor consumo de diésel (ACPM),

GLP y secundariamente carbón en usos finales calóricos.

Electricidad casi invariante.




118

conclusiones

• La oferta de hidrocarburos depende de un esfuerzo exploratorio de gran magnitud que debe ser em-

prendido a corto plazo y que no puede ser desaten-dido en las dos próximas décadas.

• La capitalización es un mecanismo de corto pla-zo que provee fondos nuevos, pero no es sucientepara resolver la sustentabilidad scal de largo plazo

y mantener y acrecentar el gasto social necesario.• La creación de fondos especícos irrigados con

la vinculación de los ingresos scales adicionales, per-mitiría incrementar simultáneamente los ingresosscales hasta el tope del crecimiento del PBI y el exce-dente podría ser destinado a la creación de un fondo

para inversión de riesgo, tendiente a asegurar la sus-tentabilidad scal de mediano y largo plazo.

• El programa de desmonte de subsidios permiteel desarrollo de alternativas que disminuirían la de-manda adicional de crudo en el mercado interno (CTL,GTL y biocombustibles).

• Los mayores precios del carbón deben ir acom-pañados de estrictos controles del Estado para exigirprocesos de control ambiental para uso limpio y unareorganización del perl empresarial del sector.

• Los ingresos scales adicionales generados tan-

to por el sector de hidrocarburos como por la granminería de exportación, darían sustento a la creaciónde una nueva fuente de abastecimiento que difícil-mente puede ser emprendida en tiempo y oportuni-dad por inversiones privadas. En tal sentido, la inver-sión estatal que se realice debería ser vista como unsubsidio.

• Los mayores precios previsibles para el desarro-llo de la oferta de gas deben ser compatibles con ladenición del grado de penetración deseada de dichafuente en la matriz energética de Colombia.

• Las modalidades del crecimiento de la sobreta saaplicada a los combustibles de uso en transporte debeser vinculada al fondo para promover inversionesde riesgo, o en todo caso, si tal idea no fuese imple-mentada, la actual fórmula de cálculo debe ser modi-cada con el n de amortiguar los impactos sobrelos consumidores.




119


• El análisis muestra la conveniencia de enfrentarla incertidumbre y los impactos negativos de los esce-narios de abastecimiento energético adversos me dian-

te una estrategia que aproveche las sinergias genera-das por la posibilidad de diversicar y robustecer lacanasta de abastecimiento de los derivados produci-dos por fuentes distintas al petróleo, promoviendo asu vez la búsqueda de mayores reservas a través de unagresivo programa de exploración de hidrocarburos.

• Se requieren estudios especícos de costos y ren-dimientos en distintas escalas de las tecnologías CTL,GTL y un mayor conocimiento de las potencialidadesde los biocombustibles.

• Asimismo, es necesario disponer de estudios pro-

fundos acerca de las opciones para extender el usodel GNV a las distintas modalidades de transporte, te-niendo en cuenta la necesidad de expandir la ofertade centros de abastecimiento.

• El sector eléctrico requiere ajustes menores y suimpacto scal será neutro. Los mayores ingresos s-cales que genere se deberán destinar a mantener los

subsidios a los estratos uno y dos que son los qusufrirán los mayores incrementos de tarifas por loajustes previstos.

• Si bien la meta de elevar el precio del diésel ecompatible con una mejor adecuación de la oferta la demanda y potencialmente puede inducir a uma yor uso del GNV (deseable en términos de impactambiental), se debe analizar con cuidado su impato sobre el costo de pasajes de transporte y sobre costo de transporte de mercancías.

• Dado que las vulnerabilidades generadas por c da escenario son de gran importancia y magnituse requeriría profundizar el estudio de las mismasdiseñar respuestas especícas de mitigación de im

pactos negativos frente a la diversidad de escenarioprevisibles.

• El objetivo deseado es disponer de unas políticaclaras y precisas y además contar con unos instrumentos ágiles que puedan ser aplicados en los diferenteescenarios que se presenten en el futuro.

m Flor de Arrayán, Caño Cristales, Meta







121

Emacn, aná y cmaacn de c de exacn y duccn dehdcabu en a cuenca cmbanan ziff energy group, zeg. 2007

introducción

El propósito del presente estudio se resume en:La caracterización de las cuencas colombianasactivas y aquellas con potencial —aunque aún

no se hayan encontrado en ellas reservas comercia-

les—, con el n de analizar el impacto en los costosde las actividades de exploración, desarrollo, produc-ción y transporte.

El presente estudio trabajó a nivel de cada una delas cuencas con dos enfoques:

• Caracterización.• Costos históricos para el periodo 2002-2006 y de-

tallados para el 2006, ampliamente explicados y por-menorizados en el estudio principal.

Los benecios nales del estudio son:1. Diseñar, construir y documentar una herramien-

ta que le permita a la Agencia Nacional de Hidrocar-buros, ANH, asistir a las empresas que en la actuali-dad y/o en el futuro, estén interesadas en invertir enel país, en la planeación corporativa del portafoliode actividades de exploración, desarrollo y produc-ción.

2. Hacer un análisis, desde el punto de vista delcapital requerido, para un portafolio de negocios deexploración, desarrollo y producción en cada una delas cuencas colombianas.

Metodología Las cuencas se clasicaron en dos grupos: producti-

vas e inactivas o con poca información. En cada unode estos grupos se analizaron sus características conel n de estimar el impacto en los costos de las activi-

dades de exploración, desarrollo, producción y tranporte.

En el inicio del estudio se consultó el Exploratioand Production Information System, EPIS, en la AN

en donde se encontró amplia información sobre laactividades de exploración realizadas durante en priodo 2001-2006. Sin embargo, esta estructura de dtos carecía por completo de información de costos clasicación de pozos según el sistema Lahee, el qupermite identicar si se trata de pozos exploratorioestratigrácos o de desarrollo.

Por ese motivo, se optó por complementar estodatos con la información de Ecopetrol co rrespondie te a producción y transporte, disponible en el SAP,información de inversiones en exploración y desrrollo.

También se recurrió a Estadísticas de la IndustrPetrolera, fuente que maneja información de act

vidades de exploración y producción e inversioneconsolidadas, al sistema de información de la Asoci ción Colombiana de Ingenieros de Petróleo, ACIPE

—que reporta producción y actividades exploratrias, al Sistema de Información del Gobierno de Clombia, SIGOB,— que tiene información de explorción, al Sistema de Información de Petróleo y GaSIPG, —que reporta inversiones en exploración y opraciones, al Ministerio de Minas y Energía para latarifas de transporte por oleoductos, la Comisión R

guladora de Energía y Gas, CREG,— para las tarifas dtransporte de gas, suministros y consumos, al Bancde la República para los indicadores nancieros, a lacompañías operadoras y de servicios y consultas coexpertos.

La información proveniente de Ecopetrol tiene vetajas importantes ya que consolida tanto costos d




122

con mucha reserva, debido a su carácter condenci y estratégico.

La información compilada a lo largo de la fase I

su consolidación y análisis, permitieron estimar elas cuencas sedimentarias potencialmente petrolífras de Colombia, los costos de hallazgo, desarrollproducción y transporte para el quinquenio 2002006.

Con base en estos resultados, se construyeron treescenarios que incluyen todas las cuencas, agrupaden: alto, moderado y bajo costo. Una vez analiza doestos con detalle, se observa que el escenario No. denominado normalizado, cuyos resultados a su vese presentan en la gura 1, reeja la realidad más pr

bable para los costos de hallazgo, desarrollo, produción y transporte.

operación de la empresa como de sus asociados has-ta 2006. La captura de ésta información, a pesar de labuena voluntad de todos los interesados, consumió

mas tiempo del programado.En los casos en que no fue posible su consecución,fue necesario estimar costos y aplicar la experienciainternacional de ZEG. Además, se efectuó un largoproceso de vericación entre los datos de las diferen-tes fuentes, tarea dispendiosa debido a algunas in-consistencias entre las cifras consolidadas. La cali dadde la información existente, tuvo que ser corrobora- da. Se encontró que las diversas fuentes no manejantodos los atributos de los diferentes da tos. Por ejem-plo, para el caso de los costos, esta información no se

encuentra presente en las bases de datos de ANH y/oEPIS y las compañías operadoras manejan la misma

Figura 1. Agrupación de las cuencas por nivel de costo. Para las abreviaturas de los nombres de las cuencas, ver página 127.

0VMM VIM SN LLA CAT URA CES CHO TUM PAC CAU AMA PUT COR CAG VSM SN- GUA-

M M M M M M M

URA- CHO- TUM- PAC- CAY-

5

10

15

20

25

30

35

40

45

FC

BAJO

ALTO

I N T E R

M E D I O

DCFC LC TPTE



123

estimación, análisis y comparación de los costos de exploración y producción de Hidrocarburos en las cuencas colombianas

Para llegar a este resultado, y dado que por faltade descubrimientos no se pudieron calcular la tota-lidad de los costos de hallazgo y desarrollo para las

cuencas productivas en cada uno de los años del quin-quenio y menos obtener una serie que permitiera de-terminar una tendencia denida, fue necesario esti-mar sus costos a partir de la información disponible.Este escenario se construyó con base en los costospromedios calculados para el país en el quinquenio,información representativa y comparable con pro-medios internacionales y, nalmente, un factor depotencial obtenido como la relación del potencial dereservas por descubrir en cada cuenca al potencialtotal a descubrir en el país. Con este procedimiento

soportado en datos reales se busca eliminar el efectode resultados puntuales dispersos y sin consistencia.

conclusiones generales • La información de costos está dispersa y es de ca-

lidad muy variable, lo que hace difícil su consolida-ción. Para superar esta dicultad es importante me-jorar los procesos de captura y estandarización de lainformación.

• La condencialidad de la información de costos

y reservas dicultó el normal desarrollo del proyecto.• Las cuencas potencialmente petrolíferas cubren

un área de 1 041 000 km2 (50,3% del área total de Co-lombia1). De éstas 178 000 km2 son marinas (19,2%de total de áreas marinas de Colombia).

• La mayoría de las cuencas tienen complejidadintermedia (62%) y alta (31%). Sólo dos cuencas (pla-taforma de Los Llanos y Valle Medio del Magdalena)tienen complejidad baja (2%). Esto hace que la pros-pección sea mas difícil y costosa.

• Como potencial de las cuencas se tomaron, si-

guiendo las instrucciones de la ANH, los cálculos de1997 de Ecopetrol que ascienden a 37 000 MBPe. Sinembargo, dada la sensibilidad de los costos al poten-cial de hidrocarburos, en especial en las cuencas inac-tivas, se recomienda que la ANH adelante un estudioactualizado incorporando información reciente y nue-

vas metodologías de estimación.

• De acuerdo con las densidades de geoinformción, se determinó que desde el punto de vista explratorio no hay cuencas maduras. Esto implica que

país está inexplorado y se requiere incrementar laactividades de exploración.• La actividad exploratoria en el quinquenio 200

2006 cubrió 12 de las 25 cuencas potencialmente ptrolíferas. Durante este periodo se realizaron: 884km2 de sísmica 3D, 45 280 km de sísmica 2D, 84 35km de reproceso, 244 pozos exploratorios, 141 pozoA3, 10 pozos A2 y 92 pozos A1.

• El esfuerzo anterior demandó, durante el quiquenio, inversiones totales —CAPEX exploratorio—de USD 1742; es decir, prácticamente casi se dup

caron al pasar de MUSD 311 en 2002 a MUSD 547 e2006. Como resultado se declararon comerciales ce ca de 170 MBPe de nuevas reservas. Las mayores rese

vas se encontraron en la cuenca de Los Llanos (101)Cordillera (38).

• Más del 75% de las inversiones en el quinqunio, se concentraron en las cuencas del Valle Med

y Superior del Magdalena y Los Llanos OrientaleEsto conrma que las cuencas con mayor potenciatraen la mayor parte de la inversión.

• Los costos anuales de hallazgo y desarrollo po

cuenca, muestran una gran dispersión, producto dla falta de continuidad en las campañas exploratoria

y agravado con el desfase entre las inversiones, el decubrimiento de las reservas y su comercialidad. Potanto, se recomienda la utilización de los valores quinquenales, o quizás decenales, a nivel país, que somás conables.

• Durante el quinquenio los costos de hallazgo, dsarrollo, producción y transporte tuvieron el siguien te comportamiento:

–Hallazgo: promedio 6,97 USD / BPe con un rang

que oscila entre los 6,6 y 10,45 USD / BPe.–Desarrollo: promedio 4,45 USD / BPe con un rang

que oscila entre los 4,03 y 7,39 USD / BPe.–Producción: promedio 3,46 USD / BPe con un ra

go que oscila entre los 2,6 y 9,01 USD / BPe. A nivel dcuenca la de mayor costo es Catatumbo con 10,0USD / BPe y la de menor Cordillera con 1,07 USD / BP



124

–Transporte: la tarifa depende de si es petróleo ogas. En el caso del petróleo se aplica una tarifa porbarril que está en función de la distancia a la rene-

ría o al puerto de exportación en Coveñas. La cuencacon mayor tarifa a Coveñas es Cordillera con 4,18USD / BP y la de menor tarifa el Valle Inferior del Mag-dalena con 0,72 USD / BP. Para el gas la tarifa dependede la distancia del campo al centro de consumo. Para

• El CAPEX total para el quinquenio fue de MUSD 6180. Pasó de MUSD 1095 en 2002 a MUSD 1789 en

2006 que signicó un incremento del 63%.• El CAPEX de desarrollo mas el CAPEX operativo

durante el quinquenio fue de MUSD 4438. Pasó deMUSD 784 a MUSD 1242. Signicó un incremento del58%.

• El CAPEX unitario en las categorías establecidaspor la ANH puede resumirse como sigue:

colocar a las cuencas gasíferas en términos comprables se usó la tarifa de los campos de la GuajiraBarranquilla de 2,37 USD / BPe.

• Los costos de hallazgo y desarrollo, F&D, a nivpaís, son competitivos con los estándares internacinales, como lo demuestra la comparación con US

Canadá y Noruega (m= mínimo, P= promedio, Mmáximo).

–Pozos exploratorios: total quinquenio MUSD 101Pasó de MUSD 163 en 2002 a MUSD 261 en 2006, 60%

de incremento. En términos de MUSD /Pozo, los pozosomeros tuvieron un costo entre 0,94 y 1,57. Los intermedios entre 2,15 y 4,24. Y los profundos entr20 y 37,3.

–Pozos de desarrollo: total quinquenio MUSD 2.73En términos de MUSD /Pozo fue máximo 4,33, mínim3,54 y promedio 3,94.


DF

0

5

m

4,0

6,6

4,4

6,9

7,3

10,2

19,120,2

10,5

P M US

Comparación costos F&D

FC� DC 2008, USD/BPe

Canadá Noruega

1

1

2

2

COLOMBIA

Figura 2. Comparación de costos en Colombia vs. otros países.



125

–Pozos estratigrácos: total quinquenio MUSD 1019.Pasó de MUSD 163 en 2002 a MUSD 261 en 2006, 60%de incremento. El costo, en KUSD /pozo, fue máximo

92, mínimo 75 y promedio 84.–Adquisición sísmica: total quinquenio MUSD 520.El costo, en USD /km fue máximo 15 377, mínimo12 582 y promedio 13 979.

–Reproceso sísmico: total quinquenio MUSD 22,9.El costo, en USD /km, fue máximo 298, mínimo 244

y promedio 271.• En las cuencas inactivas, donde no hay informa-

ción para calcular los costos de hallazgo, desarrollo,producción y transporte, se hizo un análisis deta lla- do de sus características con base en los sistemas

petrolíferos, la estratigrafía y el tipo de cuenca, paraestablecer análogos con las cuencas productivas. Con

esta analogía y la cuanticación detallada de diferenciales en los factores de costo establecidos conjuntmente con la ANH, se calcularon los costos para esta

cuencas que permitieran compararlas con las produtivas en términos equivalentes.• Para incrementar la exploración, se deberían im

plementar políticas de reducción de costos, para decubrir el gran potencial de hidrocarburos que tienel país. Entre las diferentes opciones se pueden mencionar la perforación slim hole en pozos somerosmedianos, perforación underbalance en crudos pesdos, utilización de sísmica 4D y la perforación horzontal, para aumentar el recobro.

Uno de los principales aportes de esta investig

ción es la elaboración de un minucioso y detalladestudio de las cuencas colombianas que permitió prsentar una fórmula de clasicación de sus costos. Esta información presenta un gran valor para los invesionistas.

A continuación se presenta descripción de las cuecas, sus características generales, su madurez explratoria y demás características propias que llevaroa los investigadores a realizar una clasicación de lacuencas según sus niveles de costos.

c aracterización a nivel regional Para todas las cuencas se hizo una descripción genral de sus características, tales como: tamaño, árecontinental y marina, así como la complejidad y nivde conocimiento geológico y potencial petrolífero

En cuanto a la complejidad y nivel de conocimie to geológico, su análisis cubrió los siguientes aspetos:

–Para todas las cuencas se evaluó el tipo de cuen

ca desde el punto de vista estructural y estratigrá ctomando como base las publicaciones de la ANH, mapa geológico de Ingeominas y la experiencia dlos consultores.

–El nivel de conocimiento geológico se evaluó sguiendo el enfoque de los sistemas petrolíferos. Ecada cuenca se estimó el nivel de conocimiento bu


m Flor de Vellozia, Caño Cristales, Meta




126

tivas—, no han producido hidrocarburos a escacomercial. La gura 3, muestra las 18 cuencas qucomprenden un área de 1 041 000 km2 (50,3% d

área total de Colombia). Siete de las cuencas se etienden hacia las áreas marinas, cuatro en el Carib y tres en el Pacíco; el total de área marina con ptencial hidrocarburífero es de 178 000 km2 (19,2%de total de áreas marinas de Colombia). Dentro dellas se encuentra la cuenca de Los Cayos, que tienla mayor extensión con 73 000 km2.

no, intermedio y pobre de: la trampa, el reservorio,la roca generadora, el sello, la madurez térmica y lasincronización de los eventos de generación, migra-

ción y acumulación.

Características GeneralesColombia tiene un total de 18 cuencas sedimen-

tarias de las cuales nueve producen hidrocarburos y las restantes —aunque algunas han producido pe-queñas cantidades o han tenido muestras signica-

Cyos

PaNaMÁ

Ma r Ca r i b

e

Uámno

S i n ú

m a r i n

o

G u a j i r

a m a r i n

o

Guj

C e s a

r r a n

c h e r í a

Vll nodl

Mgdln

Snú

C a t a t u

m b o

VeNeZUeLaUá

P a c í f

c o

Pcífcomno

Chocó

Chocómno

V a l l e

m e d i o

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a g d a l e

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C o r d l l e

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C a u

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V a l l e

s u p

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r d e l M

a g d a l e

n aLlnos Ontls

Cguán Vupés

braSiL

amzons

Putumyo

Tumcomno

Tumco

eCUaDOr

O C É a N O

P a C Í F

i C O

PerÚ

Figura 3. Mapa ofcial de cuencas

sedimentarias de Colombia



127


Tabla 1. Área de las cuencas sedimentarias en km2

Cuencas productivas

Área-km2 Área-km2 Área-km2

(Continental) (Marino) Total

Llanos Orientales LLA 212 212

Valle superior Magdalena VSM 26 26

Valle medio Magdalena VMM 34 34

Valle inferior Magdalena VIM 42 42

Putumayo PUT 28 28

Catatumbo CAT 7 7

Guajira GUA 12 28 40

Cesar ranchería CES 12 12

Cordillera Oriental COR 56 56

Subtotal 429 28 457

Cuencas inactivas

Área-km2 Área-km2 Área-km2

(Continental) (Marino) Total

1. Sinú SIN 38 31 69

2. Los Cayos CAY 73 73

3. Urabá URA 3 7 10

4. Caguán Vaupés CAG 144 144

5. Cauca Patía CAU 13 13

6. Chocó CHO 31 9 40

7. Tumaco TUM 24 25 49

8. Pacíco PAC 9 8 17

9. Amazonas AMA 169 169

Subtotal 431 153 584

Total 860 181 1041

Nota: Cuando se hace reerencia en este documento a la parte marina de una cuenca, se le coloca la letra M




128

2D equivalente se usó el factor 1,7. En reprocesamie to sísmico se alcanzaron 84 351 km., de los cuales 46% fueron de la sísmica adquirida en la cuenca d

Los Llanos. En conclusión, la cuenca de Los Llanofue la más activa en cuanto a las actividades explratorias en Colombia durante el quinquenio 2002006.

Tipo de cuencasInicialmente las cuencas colombianas se deni

ron basadas en las cuencas actuales o cuaternariapor lo tanto, llevan los nombres de los ríos principles (Magdalena, Cauca, Sinú, Cesar, Atrato, San Juan

o los de la planicie oriental (Llanos, Caguán-VaupéPutumayo, Amazonas), o planicies costeras (GuajirUrabá, Tumaco). Estas cuencas presentan historiamuy complejas en su desarrollo por que han sido smetidas a variados eventos geológicos a través dtiempo desde el paleozoico hasta el cuaternario.

Actualmente la ANH realiza un estudio tendienteredenir las cuencas de Colombia y se esperan cambios tanto en las cuencas productivas como en lainactivas. En este estudio hemos agrupado las cuecas actuales por tipos o rasgos geológicos que afecte

directamente dichos costos.Además, se han utilizado los nombres de tipo d

cuencas muy bien denidas en la literatura geolgica como: Antepaís, Transtensional, TranspresionaPrisma Acresionario, Forearc e Intermontana. También, se han usado términos descriptivos de tipo destructuras especícas a saber: Graben y CinturóOrogénico.

Potencial petrolífero de las cuencas

En 1997 Ecopetrol estimó el potencial de todas lacuencas en 37 mil millones de BPe. En ese momentel 70% del potencial total provenía de las cuencaproductivas (tabla 2). Haciendo una actualización31/12/2006, que incluye dos cuencas que recientmente entraron en producción (COR & CES), este po centaje se incrementa a 80%.

Las cuencas colombianas tienen una historia demás de un siglo de operaciones petrolíferas. Comenzócon la perforación del primer pozo, Las Perdices-1,

en 1906. En 1918 se descubre el primer campo decrudo, Infantas, en la concesión De Mares. La pro-ducción de crudo se inicia en el Campo de Infantasen 1921; en 1925 se termina la construcción del pri-mer oleoducto (Andean PL) y se comienza la expor-tación de crudo desde el terminal marítimo de Ma-monal en Cartagena.

Para la aplicación de los factores de costo ya men-cionados, las cuencas se dividieron en dos grupos:

–Cuencas productivas.–Cuencas inactivas o productivas con poca infor-

mación.Para los dos grupos se evaluaron los aspectos geo-

lógicos en relación con la complejidad y nivel de co-nocimiento geológico. Los factores restantes se apli-caron a las cuencas inactivas para estimar el impactorelativo de cada factor respecto a la cuenca producti vaanáloga. De esta manera, fue posible calcular costosde hallazgo, desarrollo, producción y transporte paratodas las cuencas.

Durante el quinquenio 2002-2006, se perforaronen Colombia 244 pozos exploratorios, de los cuales

141 fueron A-3 y los restantes fueron A-1 y A-2. Lacuenca de Los Llanos fue la más activa con el 49%del total de los pozos exploratorios. La segunda cuenca en actividad fue el VSM con el 27% de los pozosexploratorios. En estas dos cuencas se perforó el 75%de los pozos exploratorios totales. En cuanto a pozosestratigrácos, estos solo se perforaron en la cuen-ca Cesar. Es de anotar que en la contabilidad de lospozos exploratorios, en algunas oportunidades se en-contraron contabilizados doblemente los pozos quehan sido sometidos a sidetrack o han sido profundi-

zados (Ej. Gibraltar).En cuanto a las actividades de sísmica, 2D y 3D, se

adquirieron 45 280 km. de sísmica 2D equivalentes,de los cuales el 33% corresponden a sísmica 3D. Lamayor actividad se presentó en la cuenca del Sinú(sísmica terrestre y marina) con el 26 %, seguido porLos Llanos con el 20%. Para convertir sísmica 3D a



129


La actividad exploratoria realizada por la indus-tria en el quinquenio está directamente relacionadacon la distribución del potencial.

Las cuencas inactivas tienen el 20% del potencialtotal de HC, pero representan el 56% del área total delas cuencas sedimentarias. La cuenca inactiva conmayor potencial es Sinú (continental y marino), con3000 millones de BPe. Las demás cuencas inactivas—nueve— tienen un potencial total de 4600 millo-nes de BPe, lo cual da un promedio de 575 millonesde BPe por cuenca.

Al considerar que las cuencas inacti vas presentanbuenas probabilidades de tener sistemas petrolíferosiguales o por lo menos similares a las cuencas produc-

toras vecinas y de que hay nueva información adqui-rida en los últimos 20 años, es de vital importanciapara el país realizar una reevaluación del potencialhidrocarburífero de estas cuencas inactivas y su riesgo exploratorio. Existen documentos que reportanun potencial mayor.

La cuenca del Amazonas de Colombia es la con-tinuación de la cuenca del Amazonas de Brasil. Enel sector de Brasil se han descubierto recientementedos campos de gas-condensado, Juruá y Urucú, loca-lizados a unos 200 km de Leticia y a 420 km de Ma-

naos. Las reservas de estos campos ascienden a 2,1

TPC, similar a las reservas de Chuchupa, sucientepara que Petrobrás haya decidido construir dos gasductos de 420 km y 550 km a las ciudades de Ma nao

y Puerto Bello, respectivamente. La construcción dprimer gasoducto fue suspendida después de contruir 280 km, por problemas ambientales con las cmunidades indígenas, pero nalmente la licencia dconstrucción fue aprobada.

La cercanía de estos recientes descubrimientos eBrasil prueba que la cuenca es comercialmente prductiva. Por lo tanto, en la cuenca AMA de Colombique es una extensión de la del Brasil, es de vital importancia actualizar el estimativo de reservas poteciales y su comparación con cuencas análogas com

la del Brasil. Se recomienda a la ANH obtener la información necesaria con Petrobrás para realizar mencionada actualización. No sobra advertir ademáque la parte ambiental es un factor de extremo cudado en esta cuenca para evitar impactos irremedibles en un ambiente de suma importancia para humanidad.

Los costos de hallazgo y desarrollo son muy sesibles al volumen de reservas esperado y cualquie

variación, por mínima que esta sea, puede mejorao reducir las expectativas del inversionista.

Tabla 2. Recursos de hidrocarburos-potencial de la cuencas de Colombia, 1997

Cuencas productivas MBPe Área km2

LLA 8800 212 000

VMM 8000 34 000

GUA 2800 40 000

PUT 1700 28 000

CAT 1700 7000

VIM 1600 42 000

VSM 26 000 389 000




130

Tabla 2. Recursos de hidrocarburos-potencial de la cuencas de Colombia, 1997

Cuencas inactivas MBPe Área km2

SIN 3000 69 000

COR 2600 56 000

CAY 1000 73 000

URA 800 10 000

CES 800 12 000

CAG 500 144 000

CHO 500 40 000

TUM 500 49 000

PAC 500 17 000

CAU 400 13 000

AMA 400 169 000

Subtotal 11 000 652 000

Gran total 37 000 1 041 000

clasificación de las cuencas según su costo

Para esta clasicación, se elaboró una matriz que in-tegra todos los factores analizados, con la que todaslas cuencas quedan enmarcadas en: alto , moderado

y bajo costo . Las características y los factores analiza-dos en los capítulos anteriores cubren todos los aspec-tos técnicos y económicos que permiten individua-lizar y clasicar cada cuenca en grupos, de acuerdocon sus costos, obligaciones de capital y tecnologíarequeridos por las actividades de exploración, desa-rrollo, producción y transporte de una manera eco-nómica, eciente y exitosa.

Las tablas anteriores se integraron en una matrizque mide la incidencia en porcentaje de los factoresen cada una de las cuencas inactivas o con poca in-formación.

Todos los factores y parámetros anteriores se integraron en una matriz de ponderación cuyos valres se establecieron en reuniones técnicas de comúacuerdo con la ANH y la experiencia internacional dZIFF Energy Group en este tema. Como resultado sobtuvo una clasicación de las cuencas en funciócomo sigue:

• Cuencas con costo alto: en esta categoría se cl

sicaron las que requieren tecnologías más costosapara realizar actividades de exploración, desarrol

y producción.• Cuenca con costo moderado: son cuencas co

un conocimiento relativamente aceptable de todolos elementos de los sistemas petrolíferos que estápresentes y que requieren un nivel de inversión m



131


derado para reducir el riesgo exploratorio. Normal-mente requieren un capital de inversión menor y pueden participar compañías de tamaño mediano.

• Cuenca con bajo costo: estas exigen un nivel deinversión de capital mas bajo ya que históricamenteson maduras o intensamente exploradas, por lo queel nivel de conocimiento geológico permite realizaractividades de exploración con un nivel de certidum-bre relativamente aceptable. También contienen undesarrollo de infraestructura más avanzado y el ac-ceso a vías de transporte es cercano.

Los valores que denen costo “alto”, “medio” y “bajo” se establecieron con base en comparacionesinternacionales y los criterios denidos por la ANH.

Agrupación de cuencas por nivel de costoA partir de la información compilada se calcula-

ron los costos de hallazgo, FD, costos de desarrollo,DC, costos de producción, LC, y costos de transportepara cada una de las cuencas. Los resultados de FD y DC son puntuales por los pocos descubrimientos y me-nos desarrollos y no tienen continuidad y menos unatendencia en el quinquenio de análisis, 2002-2006.No todas las cuencas productivas tienen descubri-

mientos, y desarrollos representativos de las reser-

vas descubiertas sólo se presentaron en las cuencaCOR y LLA, puesto que muchos de los desarrollos sencuentran dentro de áreas desarrolladas y su cos

se incorpora al desarrollo del área. En las cuencaproductivas se calculó el LC para todos los años y costo de transporte para el año 2006.

No obstante, los costos consolidados a nivel paen el quinquenio sí son representativos y comparbles a nivel internacional, aun cuando para su normlización se requiere de un periodo más largo, dadolos pocos descubrimientos representativos. A nivinternacional, en países con mayor actividad explratoria, se usa un promedio de tres años. Para Clombia, dado su nivel de exploración y frecuencia d

hallazgos importantes, un periodo más razonable pdría ser de 10 años.

Dada la situación descrita previamente, para podhacer un comparativo entre cuencas, se deniero

varios escenarios para completar la información dcostos y tener la serie de datos completa.

Para colocar todas las cuencas en las mismas codiciones, y diferenciarlas en cuanto a expectativas, sutilizó como criterio de comparación el potencial dhidrocarburos por descubrir (tabla 3). Como factor susó la relación “potencial por descubrir en cada cuen

ca” al “potencial total”.

Tabla 3. Potencial de hidrocarburos por descubrir, MBPe cuenca total por descubrir

Potencial, MBPe

Cuenca Total Por descubrir

LLA 8800 4976,7

VMM 8000 5576,9

GUA 2800 1891,7COR 2600 2484,2

PUT 1700 1579,4

CAT 1700 1231,5

VIM 1600 1131,5




132

Tabla 3. Potencial de hidrocarburos por descubrir, MBPe cuenca total por descubrir

Potencial, MBPe

Cuenca Total Por descubrir

VSM 1400 641,6

CES 800 799,3

SIN 3000 3000

CAY 1000 1000

URA 800 800

CAG 500 500

CHO 500 500

TUM 500 500

PAC 500 500

AMA 400 400

CAU 400 400

Dic-06 37 000 27 912,9

Fuente: Ecopetrol, cálculos ZEG.

. Caño Cristales, Meta



133


escenario no.1-histórico • Cuencas productivas con costos: en este esce-

nario como costos, FC, DC, LC y tarifa de transporte,

se usaron los costos promedio calculados para el quinquenio en las cuencas productivas en donde fue po-sible calcularlos.

• Para las cuencas productivas sin alguno o va-rios de los costos: se usó el promedio del respectivocosto calculado para el país, ajustado por el factorde potencial por descubrir.

• Cuencas inactivas: se determinaron los costos apartir de los análogos ajustados por los factores queimpactan el costo, incluyendo el impacto marino.

• Resultados: de los resultados obtenidos podemosconcluir:

–Efecto del análogo: las cuencas que tienen comoanálogo el VIM se ven muy perjudicadas con el datopuntual del costo de hallazgo que se pudo determi-nar y como tal no es representativo, estas cuencas se-rían la parte terrestre de PAC, TUM, URA, CHO y SIN, queserían más costosas que la parte marina, que tienencomo análogo La Guajira, cuyo costo de hallazgo sedeterminó como el promedio del país ajustado por elfactor marino, que es mucho menor que el del VIM.

–Efecto de la tarifa de transporte: algunas cuen-cas con buen potencial, tales como LLA y VSM, pier-den competitividad a causa de la tarifa de transporte del crudo, toda vez que éste se calcula al puerto deembarque o a la renería y las más lejanas a estospuntos de referencia se ven afectadas con esta reali-dad. Para las cuencas con potencial gasífero el trans-porte se calcula al centro de consumo más cercano,lo cual mejora su competitividad.

–Efecto del resultado histórico: la cuenca cordillera se ve favorecida por el descubrimiento en el quin-

quenio de un campo grande (50>R>500 MBPe, segúnla clasicación de Ivanhoe), con relativa poca inver-sión.

escenario no. 2-norMalizado Parcial • Cuencas productivas: para este escenario se ut

lizaron los costos promedios del quinquenio calcul

dos para el país, FC, DC y LC ajustados por el factor dpotencial por descubrir, como tarifa de transportse usó la calculada para cada cuenca.

• Cuencas inactivas: se determinaron sus costoa partir de los costos de los análogos ajustados por lofactores que impactan el costo, incluyendo el impa to marino.

• Resultados: de los resultados obtenidos podemoconcluir:

–Efecto del análogo: en este escenario se norma za el efecto del costo histórico calculado para el an

logo, al poner los costos en el mismo plano, los cotos promedios calculados ara el país.–Efecto de la tarifa de transporte: el comentar

es el mismo que para el escenario 1.–Efecto del resultado histórico: se elimina el im

pacto del resultado histórico, que como ya se dijpuede no ser representativo.

escenario no.3-norMalizado

• Cuencas productivas e inactivas: para este ecenario se utilizaron los costos promedios del quinquenio calculados para el país, FC, DC y LC ajustadopor el factor de potencial de reservas por descubricomo tarifa de transporte se usó la calculada parcada cuenca.

• Cuencas con área marina: se usaron los valorede la porción terrestre ajustada por el efecto marinplataforma y marino profundo en los casos de CA

y PAC que se encuentran en el talud.• Resultados: podemos concluir:–Efecto del análogo: en este escenario se norm

liza el efecto del costo histórico calculado para el anlogo, al poner los costos en el mismo plano, los cotos promedios calculados ara el país.

–Efecto de la tarifa de transporte: el comentares el mismo que para el escenario 1.

–Efecto del resultado histórico: se elimina el impacto del resultado histórico, que como ya se dijpuede no ser representativo.







135

Eauacn ecnmca de a duccnde un ba de ee y un mn de ecúbc de gan centro de estudios sobre desarrollo económico, cede. universidad de los andes. 2005

introducción

El propósito de este estudio es contar con unaherramienta de análisis que permita conocercon detalle las implicaciones que para la eco-

nomía colombiana tiene la producción de un barril

de petróleo y un millón de pies cúbicos de gas; asi-mismo encontrar el costo económico y los compo-nentes de valor agregado generados por la produc-ción de estos dos bienes. Todo con el n de diseñarestrategias que contribuyan en la toma de decisio-nes ecientes y ecaces para la sociedad en su con-junto.

a ntecedentes

Las exportaciones de crudo superaron los 2000 mi-

llones de dólares (2011 millones de dólares) en 2004,mientras que las importaciones para este mismo añofueron de 106 MUS.

Con el descubrimiento, en los años 80 del campoCaño Limón, Colombia se convirtió en un exportadorde petróleo neto, situación que se ha visto sostenidagracias a los descubrimientos de Cusiana y Cupiagua.Sin embargo, y a pesar de que el país cuenta con unasreservas de crudo probadas que se estiman en 1477millones de barriles, la balanza comercial positivaque presenta el sector se encuentra seriamente ame-

nazada, ya que el país se enfrenta a la perspectiva deperder su autosuciencia petrolera en un lapso deaproximadamente cinco años.

Las reservas remanentes de petróleo del país en2004 de 1477 millones de barriles (Mbbl), son su-cientes para mantener durante siete años una tasa deproducción constante de 192,4 Mbbl/año.

En el último año, las reservas de petróleo presentaron una disminución del 4%, mientras que la prducción presentó un reducción del 2%. Esto signi có una reducción de 0,1 años en la relación reservaproducción.

Con respecto al gas, a nales de 2004 el país contaba con reservas de gas natural del orden de 721GPC de las cuales cerca de 4187 GPC tienen viabilidacomercial. Estas reservas comerciales permiten satifacer la demanda interna por cerca de 15 años, manteniendo un ritmo de producción estimado para 2005 de 280,27 GPC.

Metodología

Estructura de costos y nivel de comercializacióninternacional

La producción de una unidad de petróleo o gapuede clasicarse como un bien comerciado o no iternacionalmente en el margen, de acuerdo con impacto nal de la producción sobre la demanda

Si el destino de la unidad adicional es aumentala demanda interna (consumo nacional) o una liberción de recursos (retiro de usos alternativos de otroproductores) el bien se dene como no comerciad

en el margen, por el contrario, si el destino de esa undad aumenta las exportaciones o disminuye las importaciones se denomina comerciado exportado importado en el margen.

Para el caso de la construcción de la estructura dcostos de un barril de petróleo, se consideró que bien era comerciado exportado, es decir que un incr




136

mento de una unidad adicional de producción ten-dría como impacto nal el aumento de exportacionesen el margen, por tanto la estructura a precios de mer-

cado se expresa a precios del producto como la dife-rencia entre el precio fon (P ob ) y los costos de trans-porte (t s ) y distribución (dis ).

P P 5 P ob 2 t i 2 dis

Adicionalmente, y con el ánimo de mostrar el im-pacto en términos de remuneración de factores pro-ductivos, se realizó una descomposición factorial decada etapa (transporte, distribución, etc.) en manode obra calicada, no calicada, impuestos, divisas(importaciones), utilidades y otros.

Con respecto al gas, la estructura de costos utili-zada partió de denirlo como un bien no comerciadoen el margen, es decir que el incremento en la pro-ducción de una unidad adicional tiene como im pac- to nal el aumento en el consumo nacional, así elprecio al productor utilizado se construyó como ladiferencia entre la disponibilidad a pagar máxima(DP max ) y los costos de transporte (tr ) y distribución(dis ).

P e 5 DP max 2 t i r t 2 dis

s

También para el gas se mostró el impacto en tér-minos de remuneración de factores productivos y serealizó una descomposición factorial de cada etapa(transporte, distribución, etc.) en mano de obra cali-cada, no calicada, impuestos, divisas (importacio-nes), utilidades y otros.

Relaciones intersectoriales:impactos macroeconómicos

La metodología utilizada para realizar el análisis

intersectorial cuantitativo del impacto económico deun incremento en la producción de petróleo y gas fueel enfoque insumo producto; se construyó una ma trizespecíca para el análisis y se realizó un choque enla producción de gas y petróleo. Con estos resultadosse calcularon los efectos sobre el empleo, el crecimien- to del PIB y las exportaciones.

Este enfoque consiste en calcular el valor brutde la producción (VBP) a partir de la matriz inversde Leontief [I2 A ]21 , que captura todos los requer

mientos directos e indirectos a nivel intersectori y la matriz de demanda nal [D]. La expresión agrgada utilizada para el cálculo fue:

FVBP G 5 FD G 1 F AG FVBP G

FVBP G 5 F1 2 AG21 FD GLa matriz A permite ver las relaciones intersect

riales de la economía, en particular de los sectores ganatural y petróleo crudo con el resto de la economíLa metodología consiste en plantear las matrices cmo ecuaciones simultáneas e introducir un choqupara luego determinar a través de las interrelacionesectoriales implícitas en la matriz, los efectos o impactos de ese choque sobre el resto de los sectoreeconómicos. Los impactos mencionados pueden sede producción o de demanda.

En adición, se calculó el efecto sobre los ingresoen divisas desagregando las demandas nales. Etas tienen dentro de sus componentes, las exportacines, así ante el choque en producción se desagreg

el cambio en demanda de manera proporcional esus componentes, obteniendo así el cambio en las exportaciones y por lo tanto su ingreso en divisas.

Relaciones intersectoriales: costos económicosdel petróleo y el gas

El costo económico de un bien (precios cuenta, P

se dene como la medida unitaria del cambio en bienestar social (W) ante una política o proyecto, ddas unas distorsiones en el mercado. El cambio en bienestar de la sociedad se valora en términos montarios como la suma (S) de la variación compensad(VC) o cambio neto en el nivel de ingreso de cada uni agentes que se ven afectados por el proyecto, ponderado por la importancia del individuo en la funcióde bienestar social (Sai). De donde se tiene que:

PC 5 DW / Dq 5 Sai VCi (Dq) / Dq



137

La razón precio cuenta, RPC, mide la diferencia en-tre los precios cuenta, o los precios que reejan elcambio en el bienestar de la sociedad y los precios de

mercado, PM, haciendo una relación entre ambos. Deeste modo, es posible convertir valores expresados enprecios de mercado a valores expresado en precioscuenta, multiplicando los valores a precios de mercado por las razones precio cuenta.

RPC 5 PC / PM

El uso de técnicas insumo-producto permite cap-tar los efectos intersectoriales “hacia atrás” y permi-

te desglosar el costo de proporcionar al usuario ununidad adicional del bien o del servicio, con el n devaluar sus componentes utilizando precios cuen

de eciencia. El objetivo es desagregar, mediante scesivas etapas, el precio de un bien en términos dciertos factores (valor agregado y divisas, por ejemplo) y corregir estos valores con su precio cuenta por tanto, evitar la sobre valoración o subvaloracióque se proporcionan las distorsiones de la economí

La estructura de la matriz a utilizar es la que se prsenta en la siguiente gura.

evaluación económica de la producción de un barril de petróleo y un millón de pies cúbicos de gas

Estructura de la matriz semi insumo-producto

Origen

Insumos provenientes

de sectores individuales

Destino

Demanda de insumos y

factores productivos por

parte de sectores individuales

ai

1 nm m� 1

ai � 1

a j � 1

f k � 1

1

m

m� 1

n

1

k

f k

aj

Estructura de ponderaciones

de factores de conversión

(”canastas”)

Insumos provenientes

de “canastas”

Factores de oferta fija

Fuente: Powers (1981)




Bajo este esquema, en términos de matrices, lasestructuras de costos a precios cuenta de ecienciase presentan como:

RPC 5 1I 2 AT 221

f T RPC f

Donde:AT: Matriz transpuesta de coecientes técnicos aij,

de orden mxm.RPC: Vector de las RPC, de orden mx1.FT: Matriz transpuesta de coecientes técnicos j,

de orden mxk.RPCk: Vector de las RPC de los factores no produci-

dos, de orden kx1.

Esta expresión captura el costo económico de pro-ducir una unidad adicional del bien particular en tér-minos de los factores de F .

Es importante señalar la importancia de estima-ción de las RPCF, entre otras, el precio cuenta de lamano de obra y el precio cuenta de la divisa. La esti-mación de los precios cuenta de la divisa y de la manode obra son las que permiten realizar los ajustes a loscostos de producción del petróleo y del gas, y por tan- to recalcular sus razones precio de cuenta de todoslos sectores de análisis.

estructura de costos

Costos de oportunidad para la producciónde un barril adicional de petróleo

La estructura de costos para la producción de unbarril de petróleo se expresó a precios del productor

y se construyó partiendo del precio internacional delpetróleo en Coveñas (precio internacional FOB) des-contando los costos de transporte, para determinarla utilidad y los impuestos asociados a estos costos

para llegar a un precio en el sitio de scalización. Pa-ra el caso especíco de los costos de producción, setuvieron en cuenta tres componentes: los costos deinversión, de operación y los indirectos.

La principal fuente de información primaria pa-ra estos efectos se constituyó en Ecopetrol, por serla empresa estatal dedicada a la exploración, explota-

ción, transporte y comercialización de hidrocarburocon más tradición. Además, se consultó con operadres de contratos de asociación, compañías de ser v

cios petroleros, entes estatales y agremiaciones.La información disponible llevó al equipo de trbajo a manejar tres estructuras de costos:

• Operación directa por parte de Ecopetrol.• Operación asociada que realizan compañías petr

leras, mediante la suscripción de un contrato con Ecpetrol para este n.

• Total de la operación del país, entendida comla suma ponderada de operación directa de Ecopetr

y la operación asociada.Una vez denidos los diferentes componentes d

los costos de transporte, operación, inversión y cotos indirectos, se procedió a construir estructuras dcostos para la operación directa y asociada, a partde las cuales se obtuvo una estructura promedio parel país en la que se observó que los costos asociadoal transporte y producción de petróleo en el país rpresentan en la actualidad, alrededor del 50% dprecio ob promedio en puerto (24,963 dólares pobarril), mientras que los impuestos y la utilidapromedio representan el 28,5% y 21,5% respectivmente.

Para determinar la factorizacion en términos dmano de obra, divisas, impuestos y utilidades; asocidas a cada elemento, se programaron reuniones copersonal de experiencia en ejecución de proyectopetroleros, tanto de Ecopetrol como de la in dustrprivada. A partir de estas mismas entrevistas, se dnió la utilidad asociada a cada elemento como 5 u 8% del valor total, gracias a la aplicación del sguiente criterio: para elementos que tienen asoci da la prestación de servicios profesionales se aplicel 8%, mientras que para aquellos que sólo implicael suministro de materiales se tomó el 5%. En los el mentos relacionados con mano de obra no se asocutilidad alguna. Finalmente, la proporción asociada otros bienes comerciados se determinó por difrencia.

De esta forma, se obtiene que por cada barril dpetróleo que se produce en el país a 25 dólares, en prmedio se generan divisas equivalentes al 65,7% d

138



139

precio al que se negocia el barril en el puerto Cove-ñas, las que se distribuyen entre ingresos al estado(47,8%), utilización de mano de obra (13,4%) y otros

bienes (4,5%).

Costos de oportunidad para la producciónde un millón de pies cúbicos de gas

Hoy en día, dadas las actuales condiciones del mer-cado en el país, el gas natural se puede clasicar comoun bien no comerciado debido a que la produccióntiene como destino nal el consumo domestico: mer-cado regulado y el no regulado.

Es importante destacar que el gas natural se en-

cuentra en yacimientos sólo de gas (“gas libre”) y/oen yacimientos donde adicionalmente se tiene pro-ducción de petróleo (“gas asociado). En el país, el gaslibre representó en el 2004 el 83% de la produccióncomercial nacional, el cual regularmen te no requiereser sometido a mayor tratamiento para alcanzar lascondiciones de calidad para su comercialización. El27% restante fue gas asociado, que debe ser some-tido a un tratamiento especíco con el propósito detenerlo en condiciones óptimas para su comerciali-zación.

En el mercado regulado, la comercialización delgas natural se considera como un servicio público do-

miciliario y por lo tanto las tarifas se encuentran rguladas por la Comisión de regulación de energía gas con un esquema de precios máximos. Este me

cado consume aproximadamente el 29% de total dgas comercializado en el país y está compuesto polos sectores residencial, comercial e industrial principalmente.

Por su parte, en el mercado no regulado dondlas tarifas de comercialización de gas natural se patan libremente entre el productor y el consumidosu consumo es el 71% del total y está compuesto polos sectores termoeléctrico, industrial, petroquímic

y de gas natural vehicular.La construcción de la estructura de costos se lle v

a cabo teniendo en cuenta las principales etapas dentro de la cadena del gas considerando tanto el mecado como el tipo de gas producido. Se partió de tarifa al usuario nal continuando, para el caso dusuario regulado, con los componentes de comercilización, distribución, transporte y compra, y parel caso del usuario no regulado los componentes dtransporte y compra. Con base en el componente dcompra (usuario nal) o venta (productor comercilizador) y los costos de producción compuestos dcostos indirectos, operativos y de inversión, se calc

laron las utilidades e impuestos de la actividad.


. Caño Cristales, Me




140

En la construcción de las estructuras de costos setuvo como principales fuentes de información a laComisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, la

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios,SSPD, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, Eco- petrol, el Ministerio de Minas y Energía, MME, y laUnidad de Planeación Minero Energética, UPME.

De acuerdo con lo anterior, la tabla 1 presenta laestructura de costos de la producción y comercializa-

ción del gas natural para el país, independienteme te de si se produce gas libre o asociado y de si se cmercializa en el mercado regulado o en el no reg

lado (total). En este cuadro se puede apreciar que d1 386,73 dólares que cuesta un millón de pies cúbcos de gas comercial en boca de pozo el 30% son cotos de producción, el 35% son impuestos incluyen dregalías, el 17% es la utilidad para el operador dcampo y el 18% es la utilidad para el país.

Tabla 1. Estructura de costos del gas natural a la salida del sistema nacional de transporte(US$ de 2004)

Variable

Regulado No regulado Total

US$/MPC

TARIFA USUARIO FINAL 2 711,50 2 642,24 2 662,53

TRANSPORTE 1 236,70 1 292,00 1 275,80

Mano de obra calicada 221,48 231,39 228,49

Mano de obra no calicada 143,45 149,86 147,98

Divisas (importaciones) 59,70 62,37 61,59

Utilidad relacionada con el transporte 157,22 164,25 162,20

Impuestos dentro del transporte 291,18 304,20 300,39

Otros costos 363,66 379,92 375,16

COMPRA/VENTA 1 474,80 1 350,24 1 386,73

COSTOS DE PRODUCCIÓN 637,31 618,11 623,74

COSTOS INDIRECTOS 19,22 19,22 19,22




Utilidad relacionada con el OVERHEAD 0,43 0,43 0,43

Impuestos dentro del OVERHEAD 1,48 1,48 1,48

Otros costos 4,72 4,72 4,72



141


Tabla 1. Estructura de costos del gas natural a la salida del sistema nacional de transporte(US$ de 2004)

Variable Regulado No regulado Total US$/MPC

COSTOS DE OPERACIÓN 230,50 230,50 230,50




Utilidad relacionada con la operación 14,14 14,14 14,14

Impuestos dentro de la operación 41,31 41,31 41,31Otros costos 98,04 98,04 98,04

COSTOS DE INVERSIÓN 159,92 159,92 159,92




Utilidad relacionada con el CAPEX 12,47 12,47 12,47

Impuestos dentro del CAPEX 32,17 32,17 32,17Otros costos 65,83 65,83 65,83

IMPUESTOS 520,22 464,15 480,57

Regalías 227,67 208,48 214,10

Renta (35%) 292,55 255,67 266,47

Otros impuestos 25,90 22,84 23,73

UTILIDAD 519,05 453,62 472,78

Remesas 250,11 218,58 227,82Utilidad que queda en el país 268,94 235,03 244,97

Fuente: Cálculos CEDE




142

cuando se vende en el no regulado. La diferencia esen que el precio de venta del gas es mayor en el mecado regulado.

Tomando como base la tabla 1, se organizó la información para hacer un análisis factorial del costde oportunidad de producir un millón de pies cúbcos adicionales de gas natural tal y como se muestren la tabla 2. Con referencia al precio de venta del ganatural en boca de pozo, en promedio para el paílas divisas que salen representan el 21%, la mande obra el 6%, los ingresos al estado el 59% y otrocostos y utilidades el 14%. Otros costos se relacionaprincipalmente con compra de materiales y equiponacionales, arrendamientos y servicios en gener

(descontados la mano de obra, divisas, impuestosutilidades). Otras utilidades se reeren a las utiliddes generadas a las empresas de servicios durancada actividad especíca.

De la tabla 1 es importante resaltar:I) El costo por transporte de gas natural es más al-

to en el mercado no regulado que en el mercado re-

gulado. La diferencia se debe a que la volatilidad enel consumo del sector termoeléctrico hace que el vo-lumen transportado sea inferior al contratado.

II) La tarifa al usuario nal referenciada a la salidadel sistema nacional de transporte es más alta paraun usuario del mercado regulado. Esto se debe a queel mercado no regulado puede ne gociar el precio decompra del gas por debajo de las tarifas del merca doregulado.

III) Los costos de producción, sin incluir las rega-lías, no dependen del mercado donde se comerciali ce

el gas natural.IV) La utilidad y los impuestos generados en la pro-

ducción y comercialización de gas natural son mayo-res cuando este se vende en el mercado regulado que

Tabla 2. Análisis factorial de la producción de un millón de pies cúbicos de gas natural(US$ de 2004/MPC)

Variable Regulado No regulado Total

1 Precio venta 1 474,80 1 350,24 1 386,73

2 Mano de obra extranjera 24,55 24,55 24,55

2 Importaciones 250,30 250,30 250,30

2 Remesas 2250,11 2250,11 2250,11

DIVISAS QUE SALEN2

304,952

273,432

282,66

1 Mano de obra calicada 40,93 40,93 40,93

1 Mano de obra no calicada 43,28 43,28 43,28

MANO DE OBRA 84,21 84,21 84,21

1 Regalías 227,67 208,48 214,10

1 Renta (35%) 292,55 255,67 266,47

1 Otros impuestos 100,86 97,80 98,69



143


Tabla 2. Análisis factorial de la producción de un millón de pies cúbicos de gas natural(US$ de 2004/MPC)

Variable Regulado No regulado Total

1 Utilidades 268,94 235,03 244,97

INGRESOS ESTADO 890,01 796,98 824,23

1 Otros costos 168,59 168,59 168,59

1 Otras utilidades 27,03 27,03 27,03

OTROS 195,62 195,62 195,62


Tabla 3. Análisis factorial de la producción y comercialización de un millón de pies cúbicosde gas natural en el mercado regulado (US$ de 2004/MPC)

Variable

Escenario base

Libre Asociado Total

1 Precio venta 1 508,87 1 313,64 1 474,80

1 Tarifa usuario nal 6 943,52 6 748,29 6 909,45


2 Importaciones 2262,94 2347,67 2277,72

2 Remesas 2290,13 260,81 2250,11

DIVISAS QUE SALEN2

556,742

417,132

532,38

A partir de la tabla anterior se aprecia el análisisfactorial de los costos de producción y comercializa-ción de gas natural en el mercado regulado. En estese incluye toda la cadena: compra, transporte, distri-bución y comercialización. Se discrimina para gaslibre y asociado ya que las diferencias en el preciode venta en boca de pozo generan la variación en el

componente de compra, los demás se consideran independientes del tipo de gas producido. En generase puede apreciar que respecto a la tarifa al usuarnal regulado, en promedio, las divisas que salen dpaís son el 8%, la mano de obra el 17%, los ingresoal estado el 26% y otros costos y utilidades el 49%




144

Tabla 3. Análisis factorial de la producción y comercialización de un millón de pies cúbicosde gas natural en el mercado regulado (US$ de 2004/MPC)

Variable Escenario baseLibre Asociado Total

MANO DE OBRA 1 140,19 1 239,48 1 157,51

1 Regalías 232,93 202,79 227,67

1 Renta (35%) 339,36 71,12 292,55

1 Otros impuestos 1 006,88 1 104,16 1 023,86

1 Utilidades 311,96 65,38 268,94

INGRESOS ESTADO 1 891,13 1 443,46 1 813,01

1 Otros costos 2 627,82 2 876,43 2 671,20


OTROS 3 355,46 3 648,22 3 406,54


m Patiobolas, Parque Nacional Natural El Cocuy



145


En la tabla 4 se presenta el análisis factorial de loscostos de producción y comercialización de gas na-tural en el mercado no regulado. La tarifa al usuarional se considera a la salida del sistema nacional detransporte (compra y transporte). Al igual que parael caso del mercado regulado se presenta discriminadopara gas libre y asociado debido a las diferencias en

el precio de venta en boca de pozo; el componende transporte se considera que no depende del tipde gas. Respecto a la tarifa al usuario nal no regulado, en promedio para el país, las divisas que saleson el 13%, la mano de obra el 17%, los ingresos estado el 42% y otros costos y utilidades el 28%.

Tabla 4. Análisis factorial de la producción y comercialización de un millón de pies cúbicosde gas natural en el mercado no regulado (US$ de 2004/MPC)

Variable

Escenario base

Libre Asociado Total

1 Precio venta 1 357,98 1 313,64 1 350,24

1 Tarifa usuario nal 2 649,98 2 605,64 2 642,24


2 Importaciones 297,88 2182,62 2112,67

2 Remesas 2251,94 260,80 2218,58

DIVISAS QUE SALEN2

376,632

275,202

358,93

1 Mano de obra calicada 241,37 286,12 249,181 Mano de obra no calicada 183,63 238,17 193,15

MANO DE OBRA 425,00 524,29 442,32

1 Regalías 209,67 202,83 208,48

1 Renta (35%) 294,68 71,11 255,67

1 Otros impuestos 384,38 485,36 402,00

1 Utilidades 270,90 65,37 235,03

INGRESOS ESTADO 1 159,63 824,68 1 101,181 Otros costos 505,13 753,74 548,51


OTROS 688,71 981,47 739,80





146

Modelo de simulación: sustitución deimportaciones de petróleo por exportacionesde gas

Una de las preocupaciones actuales en torno al sec-tor de hidrocarburos en el país, es que la declinaciónen los campos petroleros actuales llevaría al país enel mediano plazo a convertirse en importador de crudo con el n de suplir su demanda interna.

Bajo este panorama se construyó un modelo desustitución de importaciones que permite calcularlas cantidades de gas que habría que exportar paralograr mitigar, en términos de la balanza de pagos dela nación, los efectos que traería el que Colombia pa sede ser exportador neto a importador neto de crudo.

Para la construcción del modelo se han conside-rado los siguientes parámetros:

• Año: se incluye un rango de 10 años, entre 2006 y 2015.

• Cantidades de petróleo: se consideran tres divi-siones:

–Producidas: para cada uno de los años se asumeuna declinación exponencial de 8,4% anual. Se asu-me además que no se adicionan reservas por nuevosdescubrimientos o reevaluación de las mismas1.

–Consumidas: se toman dos escenarios: uno bajo,

en el que se lleva el consumo hasta un máximo de350 000 barriles de crudo diarios, y uno alto, en don-de el consumo máximo se elevaría a 500 000 barri-les de crudo diarios (asumiendo que el consumo esigual a la capacidad máxima de carga de las rene-rías del país). Estos escenarios se denieron a partirde la información disponible sobre el proyecto deEcopetrol para ampliar la renería de Cartagena. Enel primero se considera que el plan maestro de Car-tagena no tiene éxito, y por tanto la capacidad de re-nación no se incrementa signicativamente frente

a la actual; mientras que en el segundo escenario seasume que el proyecto es un éxito y por tanto el país

aumenta gradualmente la capacidad de renacióhasta llegar a los 500 000 barriles de crudo renadoa diario.

–Excedente: se calcula como la diferencia de lacantidades producidas y las consumidas. Esta colum na es la que marca la necesidad de importar petróle

• Precio FOB petróleo: se reere al precio al quse negociaría en el ámbito internacional el crudo ncional. Se consideran tres escenarios, uno bajo, otrmedio y otro alto. La fuente de estos escenarios es Agencia Nacional de Hidrocarburos.

• Precio FOB gas: se reere al precio al que se ngociaría en el ámbito internacional el gas natural ncional. Como valor de referencia del precio de vent

de gas para exportación, en dólares de 2004, se utilizel precio máximo probable de gas natural exportadde Colombia a Panamá entregado en el puerto Bhía Las Monas a través de un gasoducto submarinoCon base en el anterior precio se construyó una pr

yección de precios de exportación basada en la tendencia del precio del gas natural en boca de pozo pael suministro de las termoeléctricas del país realiz do por la UPME3.

• Cantidades de gas: se consideran cinco divisines:

–Producidas: indica las cantidades de gas que sdeberían producir para suplir las necesidades tantde consumo interno como de una eventual exportción.

–Consumo interno: calculadas a partir de proyeciones realizadas por la UPME de consumo de gas pra los sectores residencial, comercial y vehicular. Laproyecciones de la demanda de gas del sector termeléctrico se toman de las proyecciones realizadas poel Observatorio Latino Americano de Energía, OLAD

Se asume que el consumo de los demás sectores (p

troquímico y Ecopetrol) es igual al promedio de consumo para los años 1997-2004.

1. Se cálculo siguiendo una declinación exponencial de la producción de crudoentre los años 1999 y 2004.

2. Estudio de suministro de gas desde Venezuela y Colombia a Costa Rica y Pnamá. Recursos naturales e infraestructura. CEPAL 2002.3. Proyección de precios de gas natural para el sector termoeléctrico. Versipreliminar. UPME 2005.



147


–Excedente: se calcula a partir de las necesidadesde sustitución de importaciones de crudo.

–Potencial exportador: es la diferencia entre el po-

tencial de producción y el consumo interno.Potencial producción: marca el potencial total deproducción de gas natural en el país manteniendo elfactor reservas producción igual a 74 dadas unas re-ser vas probadas. Para construirlo se trabaja con laproyección de producción de la Guajira, cuya fuentees la Gerencia de Gas de Ecopetrol. Además, se asu-

En la tabla se observa que para el escenario da-

do, a partir del año 2010 sería necesario comenzar laimportación de petróleo para suplir la demanda interna. Además se observa que para cubrir el décit que

me que la planta de tratamiento de gas con capacidade 180 MPCD entró a funcionar a su máxima capacidaen 2007 y que para el 2012 se alcan zará una capac

dad máxima de tratamiento de 450 MPCD, según establecido en el documento CREG 035 del 25 de abrde 2002.

En la tabla 5 se presentan los resultados que arrojría el modelo para un escenario de consumo de crudbase, con precios marcados por el escenario mediocompensando el precio.

el país tendría como consecuencia de la importació

de crudo sería necesario comenzar en el 2010 con importación de cerca de 300 millones de pies cúbicodía de gas, valor que aumentaría gradualmente hassuperar los 1000 millones de pies cúbicos día de gas

En las últimas dos columnas de la tabla 5 se prsentan el potencial exportador y el potencial de prducción. Allí se observa, que bajo las condiciones a

4. Para efectos de exportación y, con el propósito de garantizar el abastecimientonacional de gas natural, los productores de gas natural, conforme con lo estable-cido en el artículo 59 de la Ley 812 de 2003, sólo podrán disponer libremente delas reservas probadas cuando el Factor R / P de referencia sea mayor a siete años(Artículo 4, Decreto 3428 de 2003).

Tabla 5. Resultados modelo de simulación

Cantidades de petróleo (KBPD) Cantidades de gas (MPCD)

Año Precio FOB

Precio FOB

Consumo Potencial PotencialProducidas Consumidas Excedente

petróleo

gasProducidas interno Excedente exportador producció

2006 459,27 350,00 109,27 39,89 2 412,23 844,66 844,66 0,00 673,38 1 518,0

2007 422,27 350,00 72,27 33,34 2 091,51 910,27 910,27 0,00 477,73 1 388,0

2008 388,25 350,00 38,25 27,03 1 758,87 994,35 994,35 0,00 251,60 1 245,9

2009 356,97 350,00 6,97 20,96 1 660,69 1 108,38 1 108,38 0,00 0,00 1 087,6

2010 328,21 350,00 221,79 20,19 1 315,26 1 512,28 1 177,76 334,52 0,00 919,36

2011 301,76 350,00 248,24 20,04 1 392,57 1 950,41 1 256,38 694,04 0,00 739,88

2012 277,45 350,00 272,55 19,88 1 571,43 2 265,95 1 348,13 917,82 0,00 547,29

2013 255,10 350,00 294,90 19,72 1 665,28 2 577,97 1 454,09 1 123,88 0,00 339,56

2014 234,55 350,00 2115,45 19,56 1 760,72 2 860,02 1 577,51 1 282,51 0,00 114,20

2015 215,65 350,00 2134,35 19,40 1 828,63 3 143,36 1 717,73 1 425,62 0,00 2131,1





tuales, el país no contaría con reservas de gas naturalpara suplir las cantidades a exportar.

Es importante tener en cuenta que ni para el ca-

so de crudo, ni para el de gas natural, se contempla-ron en la elaboración de este modelo la incorporaciónde nuevas reservas ni optimización en la producciónde los yacimientos existentes, casos que modicaríanlas condiciones anteriormente analizadas.

resultados relaciones intersectoriales:iMPactos MacroeconóMicos Con el n de analizar el impacto económico que tie-

ne la producción de petróleo y gas en las principales variables macroeconómicas, se utilizó la metodologíade matriz insumo producto con los grandes sectores

de la economía y una desagregación en los sectorede interés en petróleo crudo, gas natural y distribción de gas. Se realizó un choque correspondiente

un incremento de 10%5

en la producción de petrleo y gas y se calcularon los impactos sobre el empleel crecimiento del PIB y los efectos multiplicadoreLos resultados muestran que un peso más de produción de gas desde la boca de pozo hasta los hogaregenera 1,62 pesos en la economía; mientras el petrleo genera 1,40 pesos. El ejercicio para empleo motró que por cada nuevo empleo generado debido incremento en producción de petróleo en la econmía como un todo se crean 1,9 empleos. Para el gaesta cifra fue 1,98 (desde el pozo hasta los hogare

tabla 6).

148

Tabla 6. Resumen efectos multiplicadores del incrementoen producción de petróleo y gas

Sector Multiplicador

Producción

Petróleo 1,4

Gas natural 1,42

Distribución de gas 2,2

Total gas 1,62

Empleo

Petróleo 1,9

Gas boca de pozo 2,5

Distribución de gas 1,8

Total gas 1,9

Demanda

Exportaciones de petróleo 0,69

Exportaciones de gas 0,76


5. Se utiliza un incremento del 10% arbitrariamente, aunque no importan las magnitudes, pues lo signicativo son los multiplicadores que se analizarán en el domento.



149


También se analizó el impacto sobre el crecimien- to del PIB que tienen la producción de petróleo y gas.Los resultados muestran que el sector más importan-

te es el de extracción de petróleo pues su participa-ción en el PIB es de 2% en 2004 y si la producción deéste fuese nula (es decir que se importa ra totalmente),incorporando los efectos multiplicadores antes men-cionados, el crecimiento del PIB se reduciría en 3 pun-tos porcentuales. El sector de gas por su parte, parael mismo año, participa con 0,2% y el impacto so breel crecimiento de reducir la producción de gas a cerosería de 0,3 puntos porcentuales en el crecimientodel PIB.

resultados relaciones intersectoriales:costos econóMicos del Petróleo y el gas

La construcción de la matriz insumo-producto e

forma detallada para la estimación de sus precios dcuenta6 y de sus razones precios de cuenta, RPC7, cotribuyen a encontrar el valor que para la sociedacolombiana en términos de costo (o benecio) ecnómico tiene el producir un barril de petróleo y upie cúbico de gas, así como la relación que estas atividades desencadenan en la economía.

Debido al nivel de agregación de la matriz insumo-producto colombiana y a la complejidad para coseguir matrices insumo-producto desagregadas, qu

6. Los precios cuenta, PC, se denen como la medida unitaria del cambio en el bienestar social, W, ante una política o proyecto, dadas unas distorsiones en el mercadEl cambio en el bienestar de la sociedad se valora en términos monetarios como la suma de la variación compensada, VC, o cambio neto en el nivel de ingreso de cauno de los agentes que se ven afectados por el proyecto, ponderado por la importancia del individuo en la función de bienestar social, Wi.7. La RPC se dene como el cociente entre el precio económico (o cuenta) del bien y su precio de mercado. Las RCP se utilizan para convertir valores expresados en pcios del mercado en valores expresados en precios de cuenta.

m Páramo, Cordillera Oriental




permitan un análisis más micro o preciso para el sec-tor de petróleo y gas, se requirió la construcción dematrices semi-insumo-producto, SIP.

Para el cálculo de las razones precio cuenta delpetróleo y del gas a partir de la matriz semi-insumo-producto se utilizaron dos construcciones de estruc-turas de costos en términos de columnas de petróleo

y gas natural. Con la estructura de costos construi-da a partir de los datos originales que resultaron deabrir las columnas de petróleo y gas en la matriz se-mi-insumo producto, se obtuvo una RPC para el pe-tróleo de 0,946 y para el gas de 0,947. Con la estruc-tura de costos construida directamente en esteestudio se obtuvo una RPC para el petróleo de 0,840

y para el gas de 0,705.Los valores de las RPC de petróleo (0,84) y de gas

(0,70) indican que los precios de mercado están porencima de los precios económicos en 16% para pe-tróleo y 30% para gas. Las RPC representan los cos-tos marginales a largo plazo de los precios cuentacomo proporción del costo del usuario. Es decir queel costo económico de producir un barril del petró-leo para el país equivale a un 84% de su valor a pre-cio de mercado. Igualmente el costo económico deproducir un millón de pies cúbicos de gas para el país

equivale a un 70% de su valor a precios de mecado.

La estimación de las RPC del petróleo y del gas si

ven como instrumento en la evaluación económic y social de proyectos relacionados con estas actividdes, debido a que permiten convertir valores exprsados en precios del mercado (caso de la evaluaciónanciera) en valores expresados en precios cueno precios económicos (caso de la evaluación econmica).

Adicional al cálculo de los costos económicos dpetróleo y gas con el análisis intersectorial, se hiznecesario para corregir el precio de mercado de ladivisas y de la mano de obra de cada actividad calcu

lar las razones precio cuenta de la divisa y de la mande obra calicada y no calicada.

La expresión utilizada fue:

PCD TCE * (

M 1 T m

1 X 2 T x 1 S

x )rpcd 5 5 TRM TRM M 1 X

Donde:M : valor en pesos de las importaciones (puede

ser las totales o las de bienes de consumo, en funcióa sensibilidad al tipo de cambio).

150

. Valle Lunar, Parque Nacional Natural Los Nevados



151


T m

: impuestos netos a las importaciones (sistemaespecial de importación-exportación de bienes de ca-pital y repuestos-Siex; y régimen de zonas francas-

Zf). X : valor en pesos de las exportaciones.T

x : impuestos a las exportaciones.

S x : subvenciones a las exportaciones.

La razón precio cuenta de la divisa para este estu-dio se determinó en RPCD 51,09. Este valor permitecalcular el costo (o benecio) de oportunidad que

tiene para la economía colombiana el utilizar unadivisa adicional.

El precio cuenta de la mano de obra (pcmo ) es elcosto de oportunidad de contratar a un trabajadoradicional en un empleo formal y se relaciona en lamanera como el mercado se ajusta ante un aumentode la demanda laboral. El estudio estimó la razón pre-cio cuenta de la mano de obra para las 13 principalesáreas metropolitanas de Colombia: Bogotá D.C., Ba-rranquilla A.M., Medellín, Cartagena, Manizales A.M.,Montería, Villavicencio, Pasto, Cúcuta A.M., Pereira

A.M., Bucaramanga A.M., Ibagué, Cali A.M.Existen diferentes grados de calicación para la

mano de obra, en particular, mano de obra calicada y mano de obra no calicada, por lo que se hizo ne-cesario estimar la razón precio cuenta de la mano deobra para estas dos categorías.

Es posible denir el pcmo a través de la expresión:

TCE : tipo de cambio de equilibrio: aquel de largplazo que mantiene en equilibrio la cuenta corrientdados los incentivos o desincentivos respectivos.

TRM : tasa representativa del mercado equivalen a la tasa de cambio vigente, TCV.Los resultados se presentan en la siguiente tabl

pcmo 5 adr 1DL2 1 bS j d

ij pmgl ij

p j rpc

j

Donde:

a: es la participación de la mano de obra que sincorpora en forma al mercado laboral.b: es la participación de mano de obra provenien

de usos alternativos.d

ij : es la proporción de la mano de obra “i” retirad

de la ocupación “j”, donde ij 5 1.pmgl

ij : producto físico marginal de la mano d

obra “i” en la producción del bien (servicio) “j”.p

j : precio al que el empleador vende el bien o se

vicio “j”.rpc

j

: razón del precio cuenta del bien o servici“j”.

dr (DL ): Disposición a recibir por el trabajo adcional.

La RPC de la mano de obra calicada en las 13 pricipales áreas metropolitanas es en promedio de 0,7

y la RPC de la mano de obra no calicada es de 0,6

Tabla 7. Estimación de la razón del precio cuenta de la divisa (RPCD)

TCE /TRM Factor de comercio RPCDexterior

(a) (b) (c) 5 (a) 1 (b)

Periodo 1991-2004 0,99 1,10 1,09

Periodo 2000-2004 0,90 1,09 0,98

Fuente: Cálculos: CEDE



m Salto de Bordones, Huila




153

Eud aa a muacn de una eaeganacna de abaecmen enegcn artHur d. little. 2006

introducción

Este estudio busca formular una estrategia na-cional de abastecimiento energético que reviseel panorama presente, la prospectiva futura

y a su vez ofrezca las recomendaciones de política

energética y las estrategias que deben desarrollarseante cualquiera de los escenarios planteados. Bajo laanterior perspectiva, el estudio se desarrolla así:

1. Análisis de la situación actual.2. Desarrollo de prospectivas energéticas.3. Recomendaciones de política energética y dise-

ño de un plan de desarrollo de estrategias de abaste-cimiento energético ante cualquier escenario.

a nálisis de la situación actualEn esta primera fase se analizaron el conjunto de fac-tores nacionales que determinan y condicionan laevolución del abastecimiento energético en Colom-bia, llegando a las conclusiones:

• El factor preponderante en el sector es la notoriadeclinación de las reservas y la producción de crudo.Aún no podemos conocer los efectos del incremen- to de la actividad exploratoria y por eso el diseño delplan de abastecimiento debe contemplar distintosescenarios.

• Las inversiones en procesamiento de hidrocarbu-ros e infraestructura deben contemplar alternativasque respondan a la obtención de nuevos recursos,cambios en los patrones de consumo y a la exigenciade un mejor desempeño ambiental.

• La evolución futura del balance de gas en Colom-bia depende de varios factores que incluyen resulta-

dos exploratorios, nuevos desarrollos, posibilidad dGTL y la interconexión gasífera con países vecino

• En el sector eléctrico, el reto principal consisen mantener condiciones que incentiven la inversióde un portafolio adecuado de generación de energpara mantener un buen balance entre seguridadcosto de abastecimiento en el largo plazo.

• A pesar de las grandes reservas de carbón de C lombia, los desarrollos de esta industria han estadorientados a los mercados de ex portación, motivo quexige evaluar las barreras que han frenado el crecmiento de un mercado local de carbón.

• El país se encuentra en una senda de crecimientque aspira continuar; el crecimiento presenta a su veretos importantes desde el punto de vista de abastcimiento energético.

• Existen todavía importantes riesgos de segurdad interna que afectan al sector y que constituyeamenazas a un abastecimiento eciente y conabl

• La transformación institucional del sector ha e viado señales claras de transparencia y consistencide políticas; sin embargo, en el tema especíco dabastecimiento es necesario profundizar en la dención de los roles de las principales instituciones dsector, tomando en cuenta el importante papel qujuega Ecopetrol.

• En materia regulatoria, la principal tarea pendie te son las reglas y mecanismos de compensación dlos productos y servicios de energía con una visióde largo plazo de abastecimiento (ej. corrección ddistorsiones en los sistemas de precios de combutibles que incentivan sustituciones de productos econdiciones de ineciencia, asegurar un esquema qugarantice de forma eciente las inversiones en infrestructura).




• Los intercambios regionales de energía son rela-tivamente reducidos, pero existen distintas iniciativasque apuntan hacia un mayor grado de integración,

fundamentalmente en materia de gas (Petroamérica,Mesoamérica, Anillo Energético del Sur, etc.), Colom-bia está geográca y estratégicamente posicionadapara ser un actor clave en estos procesos.

desarrollo de ProsPectivas energéticas

En esta segunda fase se denen los escenarios másfactibles para el desarrollo en el corto, mediano y largo plazo del tamaño y composición de la oferta ener-gética en Colombia.

Los investigadores realizaron un profundo estudioque incluye el análisis de diferentes hipótesis gene-rales que fueron denidas en un taller de generaciónde escenarios. Entre las múltiples variables estudia-das se encuentran: el crecimiento económico, el pre-cio internacional de los energéticos y el éxito en laexploración de crudos y gas. Los escenarios son:

• Caso base: plantea la prórroga del autoabastecmiento.

• Escenario adverso: se caracteriza por una depe

dencia energética externa.• Escenario favorable: presenta a Colombia comhub energético regional.

PrinciPales resultados de abasteciMiento energético Para cada escenario Con el n de ilustrar de una manera detallada caduno de los escenarios, a continuación se presentalos principales supuestos asumidos para la construción de cada uno de ellos.

En primer lugar, se presenta el panorama de abatecimiento a corto, mediano y largo plazo. Cada escnario analiza la contribución del sector energéticola balanza comercial y presenta un estimado de invesiones para cada periodo. Por último, enumera larecomendaciones y prioridades que se deben teneen cuenta para cada uno.

154

Caso base-sesgo al gas

Corto plazo Mediano plazo Largo plazo2006-2010 2011-2015 2016-2025

Sesgo al gas

• Continúa la declinación • Moderados hallazgos de • El balance de crudo

(caso base)

de la producción de crudo crudo permiten estabilizar doméstico se mantendríaa ritmo algo más suave la producción cerca del ajustado o ligeramentepero sostenido. autoabastecimiento. decitario hasta 2030.

• Se acentúan esfuerzos de • Importantes • Giro hacia el gas en laexploración y desarrollo descubrimientos de gas matriz energética, quede gas natural. alcanzarían su pico de podría sostenerse hasta

disponibilidad. 2005.

Caso base-Impacto del sector energético en la balanza comercialAl analizar el impacto en la balanza comercial de cada energético negociado internacionalmente, se ob serv

que la disminución de recursos, en el largo plazo, es causada por la necesidad de importar crudo y derivados



155

estudio para la formulación de una estrategia nacional de abastecimiento energético

Caso base-contribución del sector energético a la balanza comercialLa principal contribución del sector energético a la balanza comercial, en el caso base, proviene de la

exportaciones de carbón; las exportaciones de crudo aportan sólo durante los primeros 10 años.

Impacto en la balanza comercial2010 2015 2025por energético (MM USD)

Crudo 3361 860 21399Derivados (gasolina, diésel, Fuel Oil) 139 545 21399

Gas 141 2138 2142

Carbón 3450 4240 6400

Electricidad 197 197 197

Total 7288 5705 4978

7500

6000

4500

3000

1500

Neto: 7533

Crudos

7288

5705

5103 4078197

197

197 197

(138)

(142) (77(142)

141

139

M M U S $

0

(1500)

(3000)

2780

730

4023

2006 2010 2015 2020 2025

3450

3361

4240

545

860 1052

5210

(1213)

6400

(1399)

Destilados Carbón Gas Electricidad Total

Contribución del sector energético a la balanza comercial




156

Caso base-inversiones totales en el sector energéticoEl caso base contempla inversiones totales en el sector energético de alrededor de 54 000 millones d

dólares.

Estimado de inversiones (Cas0 base)

Caso base-Recomendaciones y prioridades

Las recomendaciones formuladas para este escenario señalan que en el caso base se deben priorizar lapolíticas que favorezcan una mayor utilización del gas natural.

0

E&P

2000

4000

8000

6000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

20 000

13 580

17 520

11 850 11 370

2006-2010 2011-2015 2016-2020

Inversiones por quinquenio (MM USD)

2021-2025

Refinación/upgrading Extracción carbón Almacenamiento Sector elétricoGTL CTL CTNG IGCC LN

Escenario favorable


Abundancia

• Se estabiliza la declinación • Recuperación signicativa • Mantenimiento de lade la producción de crudo de la producción tanto de producción con excedentes

debido a EOR, desarrollo de crudo como de gas; de exportación de acuerdocrudos pesados y hallazgos excedentes exportables. con el ritmo de reemplazotempranos. de las reservas.

• Hallazgos signicativos • Incremento de lade gas entran en fase de participación de crudosdesarrollo. pesados en la canasta.



157


Escenario favorable-impacto del sector energético en la balanza comercialLas exportaciones de crudo y gas se suman a las de carbón, lo cual contribuye a mantener la balanz

comercial en saldo positivo.


Crudo 6534 5729 6067

Derivados (gasolina, diésel, fuel oil) 148 1015 365

Gas 141 1238 1281

Carbón 3450 4240 6460

Electricidad 197 434 434Total 10 470 12 551 14 440

Escenario favorable-contribución del sector energético a la balanza comercialLa principal contribución del sector energético a la balanza comercial en el escenario favorable, provien

de las exportaciones de crudo, gracias al éxito de los esfuerzos exploratorios.


16 000

14 000

12 000

4000

6000

8000

10 000

2000

Neto: 7530

10 470

197

148

329

365

329

141

M M U S $

0

2780

728

4023

2006 2010 2015 2020 2025

3450

6534

1015

5729 6067

1238

4240

12 551

5210

1752

15 174

1281

6603

329

6400

1281

14 440

Crudos Destilados Carbón Gas Electricidad Total




Escenario favorable-inversiones totales en el sector energéticoEl escenario favorable contempla inversiones totales de alrededor de 80 000 millones de dólares.

Estimado de inversiones (escenario favorable)

158

0

E&P

5000

10 00015 000

20 000

25 000

30 000

35 000

17 281

32 718

17 797

12 611

2006-2010 2011-2015 2016-2020


2021-2025

Refinación/upgrading Extracción carbón Almacenamiento Sector elétricoGTL CTL CTNG IGCC LN

m Quebrada, Granjas del Padre Luna,Cundinamarca



159


Escenario favorable-recomendaciones y prioridadesLas recomendaciones formuladas para este escenario señalan que se deben aprovechar el superávit d

hidrocarburos para promover un fuerte desarrollo industrial y una integración energética más agresiva co

los países vecinos.

Escenario adverso


Escasez

• Continúa la declinación de • La producción de crudo • Pérdida della producción de crudo a no alcanza a alimentar autoabastecimiento pararitmo algo más suave pero el parque renador satisfacer la demandasostenido. (

~360Kbd) nacional.

más allá de 2012-2014.

• La producción de • Una vez superado su • Importación tanto degas podría crecer pico, la producción de gas crudo como de gas natural.moderadamente con comienza a declinar.nuevos desarrollos y hallazgos.

Escenario adverso-impacto del sector energético en la balanza comercial

En el escenario adverso, la falta de éxito exploratorio sumada a los altos precios del crudo a nivel intenacional, conducen a una desaparición de los excedentes comerciales del sector en el largo plazo.


Crudo 3052 533 23021

Derivados (gasolina, diésel, fuel oil) 230 2476 22959

Gas 141 0 0

Carbón 3450 4240 6400

Electricidad 197 197 197

Total 7070 4494 617




160

Escenario adverso-contribución del sector energético a la balanza comercialLa principal contribución del sector energético a la balanza comercial proviene de las exportaciones de ca

bón, ya que en este escenario el sector petrolero se hace fuertemente decitario hacia el nal del período.


8000

6000

4000

0

2000

(4000)

(2000)

Neto: 7790

7070

197

197

(482)

230

141

M M U S $

(6000)

2780

769

4242

2006 2010 2015 2020 2025

3450

3052

4240

506

6400

(3053)

(2966)

44612265

5210

(1549)

(1593)

197

197578

Crudos Destilados Carbón Gas Electricidad Total

m Sapo Arlequín, Tolima



161


Escenario adverso-estimado de inversionesEn el escenario adverso se contemplan inversiones totales de alrededor de 40 000 millones de dólares, y n

se prevén inversiones en el sector de renación.

Estimado de inversiones (escenario adverso)

2000

0

4000

6000

8000

10 000

12 000

10 540

8970

10 580

9270

2006-2010 2011-2015 2016-2020


2021-2025

Inversiones E&P

Inversiones en extracción de carbón

Inversiones CTL

Inversiones IGCC

Inversiones sector eléctrico

Inversiones refinación

Inversiones GTL

Inversiones CTGN

Inversiones infraestructura de almacenamiento

Inversiones en LNG

Escenario adverso-recomendaciones y prioridades

Las recomendaciones en cuanto a prioridades de política energética para el escenario adverso señalaque cobran fundamental importancia los programas de biocombustibles y los planes de uso racional denergía, URE para reducir la dependencia de hidrocarburos importados.




162

recoMendaciones de Política energética y desarrollo de estrategias de abasteciMiento energético ante cualquier escenario

Finalmente se formula una estrategia nacional deabastecimiento energético de mediano y largo plazocon base en criterios de ecacia energética y diver-sicación de fuentes. Además, se diseña un plan deabastecimiento energético acorde con los diferentesescenarios de desarrollo del sector.

Como resultado de los análisis de los cambios delentorno y de los escenarios futuros, se proponen unanueva serie de objetivos estratégicos para el sectorenergético en Colombia:

• Minimizar el riesgo de dependencia de energticos importados.

• Ampliar y garantizar la oferta interna de ene

géticos con precios ecientes y adecuada calidad.• Ampliar y modernizar la infraestructura de tranformación, transporte, almacenamiento y comerciinternacional de hidrocarburos.

• Impulsar el desarrollo de tecnologías y proyetos para incrementar la oferta de recursos energétcos no convencionales.

• Promover la integración energética regional.

Recomendaciones generales de políticas sectoriales-resumen

Hidrocarburos

• En E&P deben intensicarse los esfuerzos para mantener la competitividad de lasreservas actuales y futuras de hidrocarburos de Colombia, mediante condicionesestimulantes a la inversión y al desarrollo de las mismas.

• Ecopetrol debe continuar enfocándose en la estrategia de recuperación mejoradade campos maduros como fuente para la incorporación de reservas de crudo.

Renación

• La expansión y adecuación de los sistemas de renación, almacenaje y transporte

y distribución

de crudo y productos renados son tareas prioritarias para asegurar elabastecimiento de combustibles.

• En el sector Downstream también es fundamental concretar en el corto plazoel diseño e implantación de una política integral de precios para todos losenergéticos.

Gas natural

• Dada la alta incertidumbre asociada a la disponibilidad futura de reservas de gasnatural se hace imperativo fortalecer los procesos de planicación.

• Deben continuarse los esfuerzos para incrementar la oferta futura de gas naturalen el país, bien sea mediante el descubrimiento de nuevas reservas o lasimportaciones de gas de Venezuela.

• También debe evaluarse la necesidad de mejorar la conabilidad delabastecimiento de gas natural en algunas regiones del país.



163


recoMendaciones de Política energética

Conclusiones de los escenarios energéticosEn primer lugar, no podemos desconocer que las

autoridades energéticas colombianas no pueden con-trolar la ocurrencia de un escenario determinado yaque el futuro del sector dependerá principalmente de

variables geológicas y otros factores externos.• Las premisas sobre los resultados esperados para

los esfuerzos exploratorios, y principalmente el tama- ño promedio de los campos descubiertos, son el dife-renciador de los escenarios considerados en el análi-sis del sector energético.

• Otras variables externas tales como el crecimientoeconómico del país, la evolución del tema de seguri-

dad personal, los precios internacionales del petró-leo y el avance en la integración energética regional,constituyen elementos clave que también inuiránen la conformación de los posibles escenarios futu-ros para el sector energético colombiano.

• Las probabilidades de ocurrencia de los escenrios evolucionarán con el tiempo a medida que scuente con información más precisa sobre los est

dios geológicos en curso y se conozcan los resultadode distintos esfuerzos exploratorios. En este senti den el corto y mediano plazo serán fundamentales loesfuerzos de promoción de la ANH para atraer mayoinversión privada al sector de exploración en Colombia.

• Las estrategias generales de abastecimiento enegético deben ser sólidas para responder ante cualquieescenario.

Prioridades estratégicas Por escenarioComo lo demuestra la gráca siguiente, el énfasis dlos planes y las prioridades de inversión en el secto

variarán de acuerdo con los escenarios enfrentadoen el futuro.

Principales prioridades estratégicas por escenario

Caso base Escenario favorable Escenario adverso

• Impulso a una mayorpenetración del gas natural.

• Adecuación del parquerenador.

• Mejoramiento de crudosextrapesados.

• Modernización de lainfraestructura de logística

y transporte de hidrocarburos.

• Mayor participación delcarbón en la matriz energéticanacional.

• Promoción de inversionespara el desarrollo eindustralización de grandesreservas de petróleo y gasnatural.• Desarrollo armónico depolos industriales.• Entrada de nuevas tecnologías(GNL, GTL).• Expansión de la infraestructura

de logística y transporte dehidrocarburos.• Integración energéticaregional.

• Penetración agresiva de losbiocombustibles.• Fuerte impulso a losprogramas de uso racional deenergía, URE.• Inversiones en recuperaciónmejorada.• Penetración agresiva delcarbón en sectoresindustriales y eléctrico.

• Eliminación de subsidios.




La relativa abundancia de reservas de gas natu-ral prevista en el caso base requerirá del impulso deestrategias para maximizar el aprovechamiento de

este hidrocarburo.En caso que los descubrimientos de hidrocarbu-ros apunten hacia un escenario más favorable se po-drán promover proyectos más ambiciosos de indus-trialización aguas abajo y de integración energética.

Por el contrario, en un escenario de adversidad co-brarán fundamental importancia los programas de

biocombustibles y programas de uso regional de ene gía para reducir la dependencia de hidrocarburos im portados.

Las opciones para el desarrollo de recursos no co vencionales dependerán en gran medida de la diponibilidad de hidrocarburos y las economías de lopro yectos.

164

Tecnología Base Favorable Adverso

Gas natural licuado, GNL • Incierto. • Atractivo. • Poco probable por

falta de gas.Gas natural comprimido, CNG • Muy probable a • Posible reemplazo • Probable a

Panamá. por gasoducto. Panamá.

Gas to liquids, GTL • Dependerá de • Dependerá de • Incierto poreconomías. economías. falta de gas.

Coal to liquids, CTL • Dependerá de • Dependerá de • Dependerá deeconomías. economías. economías.

Coal bed methane, CBM • Atractivo. • Dependerá de • Prioritario.economías.

Mejoramiento crudos • Prioritario. • Atractivo. • Dependerá deextrapesados economías.




165


Planes de inversión

Los niveles de inversión requeridos en el sector varían signicativamente para cada escenario y estarán determinados en gran medida por la disponibilidad futura de hidrocarburos en el país.

Resumen-requerimientos de inversión

20

10

0

30

40

70

60

50

80

90

Adverso

Total: 39,88

6,432,79

30,66

Base 2016-2020 Favorable

E&P

CTL

Sector eléctrico

Refinación/upgrading

CTNG

LNG

Extracción carbón

IGCC

GTL

Almacenamiento

M i l l a r d o s d e U S $ Total: 55,06

7,64

41,51

]

5,91]

Total: 55,06

4,50

9,10

58,77

8,86]




166

• En todos los escenarios analizados el énfasis delas inversiones (cerca del 73% en el caso base) estaráorientado al sector de exploración y producción.

• Las inversiones en esfuerzos exploratorios (delorden de 25 000 millones de dólares son muy pareci-das en todos los escenarios. La ANH debe continuarsus esfuerzos de promoción de inversión en este sec-tor para permitir un mayor grado de certidumbre so-bre el potencial geológico de las distintas cuencas hi-drocarburíferas en Colombia.

• Las inversiones para el desarrollo de reservas decrudo varían signicativamente según los escenarios,

y van desde 2750 MM de dólares en el escenario adverso hasta 13 750 MM de dólares en el escenario fa-

vorable. La inversión privada debe ser promovida y

Ecopetrol debe participar en estas inversiones parasegurar un desarrollo oportuno de las reservas a mdida que se vayan descubriendo.

• Para el desarrollo de reservas de gas natural srequerirán cuantiosas inversiones que van desde n veles de 2840 MM de dólares en un escenario advershasta 16 890 MM de dólares en el escenario favo rablA esta cifra podrían añadírsele unos 4500 MM de dlares para el desarrollo de dos trenes de GNL si existiran las reservas sucientes para un proyecto de estnaturaleza.

• Las inversiones en el sector de renación y distrbución también varían de acuerdo con la disponiblidad de hidrocarburos en cada escenario.

. Macizo Colombiano, Cauca



167


recoMendaciones generales-M arco institucional

Si bien Colombia ha dado pasos importantes paraconsolidar el rol del Estado como regulador y plani-

cador en el sector energético, aún existen oportuni-dades para mejorar el marco institucional.

• Al igual que en Brasil, Colombia podría conside-rar la conveniencia de contar con un Consejo nacio-nal de política energética para armonizar y darle una

visión integral al desarrollo de las políticas energé-ticas.

• A nivel de integración regional se debe mantenerla operatividad de los mecanismos ya existentes y promover una participación más activa del sector pri-

vado.

• La materialización de políticas de abastecimientoenergético eciente requiere del desarrollo de instru-

mentos apropiados de información a todos los agentes de las cadenas energéticas y se recomienda que Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, d

sarrolle un portal especializado en información dprecios, oferta y demanda de todos los energéticos• Asimismo, es necesario aclarar y precisar los r

les institucionales en aquellos aspectos donde puedexistir conicto, en particular los siguientes:

–Es fundamental precisar el alcance de la funcióasignada a la ANH respecto al abastecimiento adecu do de la demanda nacional de hidrocarburos, derivdos y productos.

–Se requieren de mecanismos de coordinaciópara la jación de los precios del gas natural vehic

lar y del gas natural como materia prima.

m Páramo, Cordillera Oriental





Este librose terminó de imprmir en los

talleres grácos de Panamerica Formas e Impresos S.A.

en el mes de enero de 2009.Bogotá, Colombia.







PetroleoYfuturo.4052902

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