Komodo-X1 todavía está en juego, aunque con una suspensión temporal para la vigencia 2024-2025 por la demora en la licencia ambiental del proyecto.
Así lo aseguró Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, quien advirtió que la actividad exploratoria no se ha suspendido.
“Estamos aún de la espera del pronunciamiento, del concepto, que el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible deberá enviar a la Agencia Nacional de Licencias Ambientales”.
Según el directivo, con base en este concepto, se desactivaría la suspensión temporal.
“Mientras tanto, habrá necesidad de reprogramar los tiempos para tener a disposición los recursos necesarios para esta perforación”. Agregó que las condiciones de clima adecuadas también favorecerán la exploración.
A principios del segundo semestre del año, se tenía previsto que arrancaran las actividades en el pozo exploratorio Komodo-X1, lo que abriría un portafolio de oportunidades en un área de 1,6 millones de hectáreas a 4.000 metros de profundidad.
El potencial representa, incluso, 17 veces las reservas actuales de gas en Colombia, con 20 terapies cúbicos (TPC). Ahora, con la suspensión temporal, se prevén las afectaciones financieras.
Con una inversión de US$ 200 millones en estudios preliminares y US$ 150 millones para la perforación, los contratos quedaron paralizados, sumado a la falta de taladros especiales para romper el obstáculo de las aguas profundas, lo que podría atrasar la operación dos años más.
Las prórrogas para el envío de documentos y los derechos de petición han sido parte del dilema, ya que es una profundidad “pocos estudiados y conocidos”, advirtió la ministra de Ambiente, Susana Muhamad. “Hay unos riesgos asociados a explorar y explotar hidrocarburos a esa profundidad”.
Recientemente, Muhamad advirtió que se emitiría un concepto favorable para continuar el proyecto en los “próximos días”.
El proyecto offshore (costa afuera), ubicado a 108 millas náuticas de Barranquilla en aguas profundas, implica complejidades operativas para las compañías Anadarko (filial de Oxy) y Ecopetrol.
A mediados de junio, cuando el proyecto andaba en curso, Elsa Jeanneth Jaimes Romero, vicepresidente de Exploración de Ecopetrol, señaló que “si tenemos éxito en ese pozo, se baja el riesgo y nos habilita a perforar otras estructuras en el área”.
Incluso, Orlando Valencia, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), aseguraba la creación de un comité interinstitucional para avanzar en los trámites de licenciamiento ambiental y social, conocidas como “consultas previas” o “permisos ambientales”.
Según la Contraloría General, Colombia cuenta con pocos años para revertir la tendencia de agotamiento de gas, que continúa en caída en la medida que no se incorporen nuevos hallazgos con base en los descubrimientos recientes como el de Sirius, Komodo, Orca y Gorgon.
Advirtió que es “crucial” implementar medidas regulatorias que incentiven a las empresas a continuar con los procesos de exploración y producción, lo que permitirá obtener regalías por el gas y garantizar el abastecimiento de este combustible, que se supone debe impulsar la transición energética.
En el caso de Sirius, el Tribunal Superior de Santa Marta revocó la sentencia que paralizaba el proyecto desde septiembre, permitiendo la reanudación de sus actividades exploratorias y de explotación. Además, ordenó al Ministerio del Interior expedir el acto administrativo de la consulta previa de la comunidad indígena de Taganga en un plazo máximo de un mes.
Este proyecto puede aportar cerca de 6 terapies cúbicos, casi tres veces más que las reservas probadas del país a diciembre de 2023, que eran de 2,3 TPC. Esto sería suficiente para extender la autosuficiencia de seis a 20 años.
Roa señaló que ya están definidos los recursos y las fuentes para suplir la demanda de gas en 2025 y 2026. Ecopetrol tiene gas natural disponible que podría introducirse al mercado mediante un decreto pendiente de sanción presidencial. Este decreto permitiría flexibilizar los tiempos y cantidades de entrega en 2026, con un potencial de aproximadamente 142 Gbtud (Giga British Thermal Units por día).
Mientras se espera el gas de yacimientos costa afuera, como el proyecto Sirius, será necesario importar gas, como se ha hecho en los últimos ocho años.
“Estamos buscando las opciones más económicas, considerando traer 50 o 60 Gbtud a través de una plataforma de regasificación en Buenaventura para reducir costos a los usuarios del suroccidente”, explicó Roa.
