Documento Sectorial AS-07-17.

1

Impactos Económicos del aprovechamiento de Yacimientos en Roca

Generadora: perspectiva nacional.

La destorcida en los precios internacionales del petróleo impactó fuertemente la dinámica de la

economía colombiana en varios frentes. En efecto, a nivel del sector externo las exportaciones y la

inversión extranjera directa sufrieron un fuerte contracción, al tiempo que el peso colombiano

experimento una rápida depreciación frente al dólar. En el plano fiscal, los ingresos relacionados con el

sector cayeron estrepitosamente por cuenta de menores ganancias de Ecopetrol y la reducción del

pago de renta de las empresas petroleras. Todo lo anterior incidió en el incremento del déficit en

cuenta corriente y el déficit fiscal, así como una reducción del crecimiento potencial de la economía.

La situación de la industria petrolera en el país enciende las alarmas de la economía nacional, en la

medida en que mientras los precios internacionales del crudo permanecen bajos y no se avizora un

claro panorama para aumentar las inversiones necesarias en el sector, se continúa con la reducción del

horizonte de autosuficiencia en hidrocarburos. En efecto, de acuerdo con los datos más recientes

publicados por la ANH, al ritmo de producción actual el horizonte de autosuficiencia es de solo 5,1

años, por lo que para el 2022 el país estaría en la necesidad de comenzar a importar crudo y/o

combustibles.

Las alternativas del recobro mejorado y el aprovechamiento de los yacimientos de roca generadora

(conocido como fracking), surgen como las únicas opciones para incorporar recursos en el corto y

mediano plazo que permitan mejorar los niveles de reservas y mantener la producción de

hidrocarburos. Según estimaciones de la Asociación Colombiana de Petróleos (ACP) y Ecopetrol, el

potencial de estos pudiera ser del orden de 3.000 y 5.000 millones de barriles, que representarían al

menos el doble de las reservas remanentes actuales, que a mayo de este año escasamente superan los

1.500 millones de barriles. Las estimaciones de Campetrol señalan que con la aplicación de la

estimulación hidráulica en el mediano plazo se podría mantener una autosuficiencia petrolera de entre

ocho y doce años, se incrementaría la renta petrolera entre COP 0,7 a COP 2,5 billones y el Sistema

General de Regalías percibiría entre COP 0,3 y COP 1,3 billones.

Estos impactos dependerán de la efectividad con la que se puedan realizar las inversiones requeridas y

viabilizar la actividad en las regiones donde se encuentren. Lo anterior, sin duda, demanda de un

trabajo mancomunado entre el Gobierno, de orden nacional, departamental y local, así como las

comunidades y la industria de hidrocarburos. En este sentido, el país se enfrenta a dos posibles

escenarios: i) que se alcance el punto de pérdida de autosuficiencia de hidrocarburos, con los

consecuentes efectos nefastos en materia económica y social; o ii) que los esfuerzos conjuntos por

enderezar el rumbo hacia un desarrollo regional sostenible, incluyente, cuidadoso con el medio

ambiente, nos permita aprovechar racionalmente los recursos y garantizar la seguridad energética del

país.

Como gremio estamos prestos a apoyar desde lo técnico este debate y estamos convencidos de que toda la industria de hidrocarburos tiene una posición similar, por lo que llamamos al Gobierno Nacional a ejercer un rol articulador entre territorios, comunidades, gobiernos locales y otros actores, en aras de avanzar en la discusión y preparar, entre todos, las condiciones ideales para que la extracción en roca generadora extienda por varios años la autosuficiencia energética de Colombia.

Documento Sectorial AS-07-17.

2

Impactos Económicos del aprovechamiento de Yacimientos en Roca

Generadora: perspectiva nacional.

Introducción:

Colombia no es ajena al debate sobre el aprovechamiento de los recursos petroleros, en un ambiente de

exacerbada corriente ecológica en contra de los mismos, fenómeno que se ha generalizado en el contexto

global. Para el caso colombiano, la dimensión del debate debe enmarcarse en un plano racional, en el cual

se pongan en la balanza los efectos positivos y negativos del desarrollo de unos recursos, que en la actual

crisis petrolera que enfrenta el país, por la caída de los precios internacionales del petróleo y la precaria

autosuficiencia petrolera que compromete la seguridad energética nacional, nos sitúa en un escenario de

inminente pérdida de la autosuficiencia, a menos que podamos aprovechar en el inmediato corto plazo,

los únicos recursos petroleros que se pueden transformar en reservas y producción, como son los que se

generarían con la implementación de proyectos de recobro mejorado y el aprovechamiento del potencial

petrolífero que aportaría el desarrollo de yacimientos en roca generadora.

Frente a lo último, según estimaciones de la ACP y ECOPETROL, el potencial de los yacimientos en roca

generadora, sería del orden de 3.000 y 5.000 millones de barriles, que en cualquier caso representarían al

menos el doble de las reservas remanentes actuales, que a mayo 31 de 2017, escasamente superaban los

1.500 millones de barriles.

Contexto Macrosectorial:

El escenario actual de la industria petrolera a escala global, si bien se percibe como un escenario de

recuperación frente a los impactos que sufrió el sector en los años 2015 y 2016 por cuenta de la caída de

los precios del petróleo, guarda aún notable incertidumbre sobre su futuro en razón a la inestabilidad de

la cotización que hoy persiste. Ciertamente, mientras entre 2011 y 2014 los precios se mantuvieron en

promedio por encima de los US$100 por barril, contrastan con los de 2015 y 2016, cuando cayeron a

niveles puntuales de US$23 dólares por barril, y en promedio se ubicaron en US$54 y US$46 por barril,

respectivamente, como se ilustra en la Gráfica a continuación:

Gráfica No.1. Fuente: Investing. Elaboración Campetrol.

112,36

34,74

20

40

60

80

100

120

140

ene-

10

abr-

10

jul-

10

oct

-10

ene-

11

abr-

11

jul-

11

oct

-11

ene-

12

abr-

12

jul-

12

oct

-12

ene-

13

abr-

13

jul-

13

oct

-13

ene-

14

abr-

14

jul-

14

oct

-14

ene-

15

abr-

15

jul-

15

oct

-15

ene-

16

abr-

16

jul-

16

oct

-16

ene-

17

abr-

17

Cotización BRENT

Documento Sectorial AS-07-17.

3

El panorama nacional del sector se resintió fuertemente por la situación externa y cada variable de la

economía que tiene algún grado de conexión con la industria de hidrocarburos, percibió el impacto. Casos

relevantes se evidencian en la renta petrolera estatal, la Inversión Extranjera Directa IED, la tasa de

cambio, la inflación, las exportaciones, entre otras variables, que al igual que las aquí reseñadas han

exhibido un deterioro en sus indicadores.

De acuerdo con el informe de perspectivas de inversión de la ACP (dic-2016), las compañías operadoras

duplicarían los recursos destinados a Exploración y Producción con relación a los de 2016, con un monto

estimado cercano a los US$4.700 millones durante 2017. Si bien se mantiene un moderado optimismo por

el desempeño del sector, se debe tener en cuenta el rezago de las inversiones y la falta de

descubrimientos que se presentaron en 2015 y 2016, con lo cual estamos hoy en el principio de una

reactivación todavía tímida, que se encuentra por debajo de los niveles requeridos.

A lo anterior debe sumársele que las compañías operadoras son prudentes con la ejecución

presupuestada en sus planes de inversión, toda vez que persiste gran incertidumbre a escala global sobre

el desempeño que seguirá en el corto y mediano plazo la cotización del petróleo y sus principales

determinantes actuales, como lo son: (i) el crecimiento orgánico de la demanda global, sustentada en un

moderado crecimiento de la economía mundial; (ii) el cumplimiento de los acuerdos de la OPEP y países

NO OPEP, donde la efectividad de los acuerdos depende de la disciplina en el cumplimiento de los

mismos; y (iii) la sostenida actividad de la industria en Estados Unidos, que con las políticas energéticas de

la nueva administración, aportaría sistemáticamente volúmenes adicionales de crudo. Es decir, en el corto

y mediano plazo pareciera prevalecer una sobreoferta difícil de controlar, por la complejidad de las

variables geopolíticas y macroeconómicas en juego. Campetrol estima que la cotización puede estar en un

rango de US$45 a US$55 por barril en el corto plazo, mientras en el mediano plazo1 podría estar entre

US$50 y US$65 el barril.

Contexto Nacional:

En el plano nacional, la situación de la industria petrolera enciende las alarmas de la economía en la

medida en que mientras en el país no se avizora un claro panorama para aumentar las inversiones

necesarias en el sector, por cuenta de la incertidumbre sobre la cotización internacional del petróleo, las

restricciones a la actividad y otros desestímulos como las consultas populares con desinformación

interesada y la conflictividad social, se continúa con la reducción del horizonte de autosuficiencia en

hidrocarburos y si no se incorporan nuevos hallazgos prontamente, el tiempo que toma desarrollar

nuevos campos productores generaría una brecha, en la que aun retomando la incorporación de nuevas

reservas en tiempo récord, el país tiene comprometida su autosuficiencia en esta materia.

En efecto, de acuerdo con los datos más recientes publicados por la ANH (2016), al ritmo de producción

actual, el horizonte de autosuficiencia es de solo 5,1 años, por lo que a partir de 2022, en el último año

del nuevo mandato presidencial, Colombia estaría en la necesidad de comenzar a importar crudo y/o

combustibles. Conclusión similar señala un reciente estudio sectorial de la Contraloría General de la

República (2017), organismo que también advierte la gravedad del tema.

1 Para efectos de este ejercicio, se ha determinado el corto plazo como periodo de 1 a 2 años y el mediano plazo en un periodo comprendido entre 3 a 8 años.

Documento Sectorial AS-07-17.

4

Como consecuencia de la pérdida de la autosuficiencia, el abastecimiento de combustibles para consumo

interno surge como la nueva variable dominante. Según la UPME, la demanda de crudos en Colombia

está determinada por la capacidad de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, que en la actualidad

alcanzan los 250 KBOPD y 165 KBOPD, respectivamente. De esta producción se destina actualmente al

consumo nacional entre 325 KBOPD y 335 KBOPD.

Cabe precisar que la refinería de Barrancabermeja produce gas propano licuado, gasolinas regulares y

para avión, diésel, disolventes, bases lubricantes, parafinas, propilenos, asfaltos y azufre, entre otros. Por

su parte, Reficar está destinada a la refinación del petróleo con el fin de obtener combustibles, gases

industriales y productos industriales para consumo tanto nacional como internacional. Su canasta de

productos incluye: gasolinas, diésel, Jet-A1, fueloil, naftas y productos industriales. Actualmente esta

planta exporta aproximadamente el 50% de su producción al mercado internacional.

A partir de la pérdida de la autosuficiencia, las reservas probadas remanentes no alcanzarían a generar

producción para cargar las refinerías y tampoco para abastecer los requerimientos de combustibles que el

país demanda. Habría que importar crudo a precios internacionales, para vender productos a precios

internacionales en el mercado interno. Ecopetrol perdería el grueso de su capacidad de generación de

excedentes y el país la capacidad de exportación de crudo y productos derivados, con los consecuentes

efectos nefastos sobre las cuentas nacionales, las exportaciones, la balanza de pagos, la IED, la tasa de

cambio, las regalías, así como los impuestos de renta, industria y comercio.

El desabastecimiento es otro tema y es tan complejo y delicado, que el único que tiene la capacidad de

realizar la reingeniería que requeriría la refinación, petroquímica, transporte, comercialización y

distribución es el Gobierno. Sobre eso no hay estudios conocidos, pero es claro que tendríamos otra

Colombia, que requeriría no solo un modelo de desarrollo distinto, sino una nueva concepción social y de

país.

En este contexto, las alternativas del recobro mejorado y el aprovechamiento de los yacimientos de roca

generadora, surgen como las únicas opciones para incorporar recursos en el corto y mediano plazo que

permitan mejorar los niveles de reservas y mantener la producción de hidrocarburos, que durante los

últimos meses ha experimentado una desaceleración, acercándose a la cota inferior de 800.000 barriles

diarios promedio equivalente (ver Gráfica No. 2).

Las reservas que se logren desarrollar con dichas alternativas, aportarían volúmenes de producción

adicionales en el corto plazo, cuya efectividad dependerá de que se puedan realizar las inversiones y

viabilizar la actividad, lo que sin duda demanda decisión política y unidad del sector, incluido el gobierno

nacional, los gobiernos regionales y locales, las comunidades y la industria. De tal determinación

dependerá que, bien se llegue al punto de pérdida de autosuficiencia de hidrocarburos en el país, lo cual

redundaría en muy graves consecuencias en materia económica y social; o por el contrario, que entre

todos se conjuguen esfuerzos para enderezar el rumbo hacia un desarrollo regional sostenible, incluyente,

cuidadoso con el medio ambiente, que nos permita aprovechar racionalmente los recursos y garantizar la

seguridad energética del país.

Documento Sectorial AS-07-17.

5

Situación Actual:

Exploración: la actividad exploratoria onshore es la más baja en los últimos 12 años. En materia de

adquisición sísmica, se alcanzó un pico en 2010, con 19.986 km 2D, y desde entonces experimentó un

constante descenso hasta llegar a niveles de 2.000 km 2D en 2016 y muy probablemente una cifra similar

en 2017. En términos de pozos exploratorios sucede algo similar, pues se pasó de perforar 131 pozos en

2012 a 21 en 2016 y para 2017 el estimado es de 32 pozos. Es evidente la pérdida de competitividad de

Colombia frente a otros países de Latinoamérica, destino de este tipo de inversión, por la alta fiscalidad,

costos y los problemas asociados a la conflictividad.

Se necesitan incentivos fiscales, inversiones para mejorar la infraestructura e institucionalidad para

estimular la reactivación de la actividad exploratoria en el territorio.

Producción: la declinación natural en la producción de los campos en explotación, sumado a la ausencia

de nuevos hallazgos, al bajo ritmo de la inversión actual en exploración, permiten pensar que en el

mediano plazo, bajo las condiciones vigentes, el país no logrará alcanzar nuevamente la meta del millón

de barriles promedio equivalente diario y por el contrario, con el agotamiento de las reservas podría

llevarnos a niveles por debajo de los 800.000 barriles diarios.

Autosuficiencia: hoy el país tiene un precario horizonte de autosuficiencia de 5,1 años y en el mediano

plazo, mientras no existan hallazgos importantes, se seguirá reduciendo hasta llegar a niveles que

demanden la importación de crudo y/o combustibles.

PIB Petrolero: de acuerdo con las estadísticas del DANE, en los últimos tres años la industria vio reducir su

participación en el PIB desde 5,6% hasta 4,4% en 2016. En pesos constantes, este cambio representa una

disminución desde COP 26,9 billones en 2013, hasta COP 23,9 billones a cierre de 2016, esto es, una caída

de más del 10%.

Renta Petrolera: la economía colombiana sintió el efecto de una caída cercana a COP 24 billones en los

ingresos fiscales, a raíz del desplome de sus ingresos derivados de la actividad petrolera nacional, según

información publicada por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Lo anterior por cuenta

principalmente del impacto negativo en los siguientes rubros: (i) los recursos que recibe el Estado por ser

accionista de Ecopetrol, (ii) los impuestos que pagan las compañías del sector y (iii) las regalías generadas

por la explotación del recurso.

En ese sentido, mientras el Gobierno derivó ingresos por su participación en Ecopetrol sumados 2011 y

2012 por más de COP 21,5 billones, en el bienio 2015-2016 la cifra no llegó al billón de pesos.

Regalías: otra de las cuentas nacionales que se vio fuertemente afectada en sus ingresos fueron las

regalías. La caída en las regalías impacta con mayor fuerza a las regiones en la medida en que es fuente

primaria de recursos para muchos proyectos de interés económico, ambiental, tecnológico y social que

allí se desarrollan. De acuerdo con el Departamento Nacional de Planeación, el país vio reducido sus

ingresos por regalías entre 2012 y 2016 desde COP 10,5 hasta COP 5,4 billones, esto representa una caída

de 49% que se ve reflejada en las asignaciones bienales que realiza el SGR.

IED: en este frente, según cifras del Banco de la República, para el año 2015 la participación de la

Inversión Extranjera Directa en el sector dentro del total fue de 21% y cayó a 16% en 2016. Lo anterior

contrasta con niveles de 36% y 32% vistos en 2012 y 2013, respectivamente, que significaron flujos

superiores a los 5 mil millones de dólares, frente a los 2,2 mil millones de 2016.

Documento Sectorial AS-07-17.

6

Exportaciones: uno de los grandes logros exportadores de la economía colombiana se fundamenta en las

ventas externas de hidrocarburos, actividad que deriva en entrada de divisas al país y le permite a

Colombia mantener el déficit de balanza comercial en niveles manejables. Así, entre 2011 y 2014 la

participación de las exportaciones petroleras superó en promedio el 50% del total. Posteriormente cayó a

40% en 2015 y 33% en 2016.

Incorporación de Recursos de Yacimientos en Roca Generadora:

Reservas Probadas: La estimación del potencial de los yacimientos, en particular los de roca generadora, durante una etapa muy temprana de la fase exploratoria en la que nos encontramos, en la cual se reconoce un evento geológico continental como es la presencia de la roca generadora, que principalmente son shales de diferentes edades geológicas con presencia comprobada desde Venezuela hasta la Argentina, conformando las grandes cuencas subandinas; es un ejercicio complejo de precisar, por la incertidumbre sobre los parámetros geológicos, de yacimientos, de productividad, entre otros. Lo que transmite menor incertidumbre es la continuidad de la roca generadora y el dimensionamiento de dicho evento geológico de carácter continental, que está bien datado y referenciado.

En efecto, el trend de las cuencas subandinas cubre toda la longitud de Suramérica desde Venezuela hasta Argentina. Hasta ahora se han descubierto 119 mil millones de barriles y 190 tera pies cúbicos de gas, que corresponden al 93% de las reservas de la subregión. Campos gigantes de petróleo y gas se han descubierto a lo largo de la cordillera andina, los cuales fueron alimentados por shales de diferentes edades geológicas, con predominancia de gas en el sur.

La rica formación La Luna, de origen marino del cretáceo superior y los shales equivalentes en Venezuela, Colombia y Ecuador, son responsables de la generación del 86% de los hidrocarburos descubiertos. Rocas generadoras probadas comprenden shales del devónico, carbonífero, pérmico y triásico en Perú, Bolivia y en el norte de Argentina. En el sur de Argentina los descubrimientos de petróleo fueron alimentados por shales de origen marino y lacustre del jurásico superior y del cretáceo inferior. Más de 7.500 pozos exploratorios han sido perforados en el trend de las cuencas subandinas, con una tasa de éxito del 15%. Muchas de estas cuencas están subexploradas y tienen un alto potencial para descubrimientos futuros2.

En Colombia las estimaciones del potencial de yacimientos en roca generadora van desde 3.000, 5.000 y hasta 8.000 millones de barriles. Campetrol optó por tomar como referencia para el ejercicio de determinar los impactos del desarrollo de yacimientos de roca generadora, el potencial correspondiente a la cota inferior de las cifras del sector, es decir, la estimación de la ACP, que es de 3.000 millones de barriles. Sin embargo, teniendo en cuenta que, si bien la presencia del recurso está bien referenciada, también es cierto que los parámetros de yacimientos, productividad y comportamiento de la producción en términos de plays, yacimientos y pozos, está por definirse. Campetrol decidió realizar el presente ejercicio con un enfoque más conservador y construyó tres escenarios, uno de 1.000 millones de barriles, otro de 2.000 millones de barriles y el de 3.000 millones de barriles, antes mencionado.

2 The petrolum geology of sub-andean basins. ResearchGate, 1996

Documento Sectorial AS-07-17.

7

Las cifras estimadas para estos escenarios dependen en buena proporción del éxito de la terminación y

completamiento de los pozos. La roca generadora es un shale o lutita, formación que necesita de

estimulación hidráulica para poder producir el petróleo y gas que contiene, como yacimiento de roca

generadora que es. Aquí juega un papel determinante la aplicación responsable del fracturamiento

hidráulico, tecnología que ha sido probada exitosamente en las cuencas de Marcellus, Bakken, Eagle Ford,

Haynesville, Barnett y Niobara, entre otras en Norteamérica y en Vaca Muerta en la cuenca Neuquina, en

las provincias de Neuquén y Mendoza, en Argentina.

Vaca Muerta es la principal formación de shale en la Argentina. Su gran potencial se debe a sus

características geológicas y su ubicación geográfica. La formación Vaca Muerta se encuentra en la Cuenca

Neuquina, al suroeste del país, y tiene una superficie de 30 mil km2, de los cuales YPF posee la concesión

de más de 12.000 km2, sobre los que ha realizado estudios para evaluar con más precisión el potencial de

los recursos.

Los resultados obtenidos han permitido confirmar que Vaca Muerta tiene un enorme potencial para la obtención de gas (308 TCF) y que cuenta con importantísimos recursos de petróleo que alcanzan los 16,2 miles de millones de barriles, según un informe de la EIA (2013), lo que significa multiplicar por diez las actuales reservas de la Argentina. La formación tiene entre 60 y 520 metros de espesor, lo que permite en algunos casos el uso de perforación vertical, con lo que se reducen significativamente los costos de extracción y mejora la viabilidad económica para la explotación de estos recursos3.

A pesar del gran potencial que representan los yacimientos de roca generadora, Colombia se encuentra en una etapa incipiente en la definición y evaluación de dicho potencial; y su viabilidad económica y operativa está por definirse. La industria está en una etapa temprana de la exploración de los recursos. Es decir, primero hay que realizar adquisición sísmica para definir la presencia y calidad de la roca generadora en las áreas de interés y luego adelantar la perforación de pozos exploratorios, que de ser exitosos, permitirán construir la línea base de desarrollo de los mismos, con importantes aportes de producción de petróleo y gas, en forma relativamente rápida, que es lo que necesita el país.

Lo cierto es que dada la alta probabilidad de pérdida de la autosuficiencia del país, si no se revierte la actual situación de la actividad exploratoria y se incorporan nuevas reservas y producción, resulta paradójico que necesitando el petróleo, el país se niegue la posibilidad de explorar y definir su potencial y en consecuencia ampliar su horizonte de autosuficiencia.

La evolución de las reservas probadas y los niveles de producción de petróleo, en la serie histórica de 2000 a 2016, muestra un decrecimiento continuo de 2000 a 2007 por la falta de nuevos descubrimientos. A partir de 2007 y hasta 2013-2014, la curva de reservas tiene un crecimiento continuo, como resultado de la actividad generada por la nueva política petrolera y de la incorporación de reservas muy importantes de crudo pesado, principalmente con la ampliación de la frontera productiva entre otros campos, en los de Apiay, Chichimene, Castilla y Rubiales. Con la crisis de precios del petróleo cuyo mayor impacto se vio en 2015-2016, se presentó una continua disminución, hasta su nivel más bajo en los últimos 9-10 años, llegando a los niveles de 2008, tal como se ilustra en la siguiente gráfica.

3 Fuente: YPF

Documento Sectorial AS-07-17.

8

Gráfica No.2. Reservas Probadas y Producción Observada. Fuente: ANH y Ecopetrol. Elaboración Campetrol.

La evolución de las reservas probadas, la producción y la relación reservas producción se presentan en las Gráficas No. 2 y No. 3, en las cuales se destacan los altos niveles de producción para los siete últimos años, de 2010 a 2016, con un promedio superior a 960 mil barriles por día y la consecuente disminución de la relación Reservas/Producción, desde los 8,1 años de 2009, hasta los 5,1 años con los que cerró el 2016.

Gráfica No.3. Relación Reservas/Producción (años de autosuficiencia). Fuente: ANH y Ecopetrol. Elaboración Campetrol.

687 604 578 541 528 526 529 531

588 671

786 915 944

1004 990 1032

886

1.972 1.842

1.632 1.542

1.478 1.453 1.510

1.358

1.668

1.988 2.058

2.259 2.377

2.445 2.308

2.002

1.665

0

200

400

600

800

1.000

1.200

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Pro

du

cció

n (

KB

OEP

D)

Res

erva

s p

rob

adas

Reservas probadas y Producción

Producción Reservas probadas (Mbbl)

7,9

8,4

7,7 7,8 7,7 7,6 7,8

7,0

7,8 8,1

7,2 6,8 6,9

6,7 6,4

5,5 5,1

4

5

6

7

8

9

10

Añ

os

de

auto

sufi

cien

cia

Relación Reservas/Producción

Documento Sectorial AS-07-17.

9

Escenarios para la Evaluación de los Impactos Económicos del Aprovechamiento de

Yacimientos en Roca Generadora: Campetrol decidió realizar el presente ejercicio con un enfoque conservador y construyó tres escenarios, con base en el estimado de potencial de los yacimientos de roca generadora en Colombia, así:

Escenario No. 1: con 1.000 millones de barriles.

Escenario No. 2: con 2.000 millones de barriles.

Escenario No. 3: con 3.000 millones de barriles, cota inferior de los estimados a nivel de industria (ACP: 3.000 millones de barriles, Ecopetrol: 5.000 millones de barriles).

El análisis realizado por Campetrol haciendo uso de herramientas econométricas, estima un impacto preliminar en diversas variables, relacionadas o dependientes del desempeño del sector hidrocarburos, en el corto y mediano plazo bajo los tres escenarios mencionados, como se explica a continuación.

Producción: la incorporación de la tecnología de la estimulación hidráulica podría permitir que la

producción retome la senda creciente que exhibió el país durante el primer lustro de esta década, con un

nivel de 850 mil barriles por día en 2017, y podría mantener un platteau de un millón de barriles de

petróleo por día, promedio diario equivalente, por tres, cinco u ocho años, dependiendo del escenario del

potencial de los yacimientos en roca generadora, como se ilustra en las Gráficas No. 4, 5 y 6,

respectivamente.

Gráfica No.4. Escenario de 1.000 millones de barriles por hallazgos en Fracking. Fuente: Campetrol.

Gráfica No.5. Escenario de 2.000 millones de barriles por hallazgos en Fracking. Fuente: Campetrol.

-100

400

900

1.400

1.900

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Res

erva

s en

MB

OE

Pro

du

cció

n K

BO

PD

Escenario 1

Producción KBOPD Reservas probadas (Mbbl)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Res

erva

s en

MB

OE

Pro

du

cció

n e

n K

BO

PD

Escenario 2

Producción KBOPD Reservas probadas (Mbbl)

Documento Sectorial AS-07-17.

10

Gráfica No.6. Escenario de 3.000 millones de barriles por hallazgos en fracking. Fuente: Campetrol.

Autosuficiencia: se estima que para los tres escenarios definidos, se podrían adicionar entre cinco

(escenario 1) y nueve (escenario 3) años al periodo de autosuficiencia esperado bajo las condiciones

actuales. Con la aplicación de la estimulación hidráulica, se podría conseguir una autosuficiencia petrolera

de entre ocho y trece años en el mediano plazo, de acuerdo con los escenarios establecidos, tomando

como referencia la capacidad de refinación instalada y el consumo nacional de combustibles. En la Gráfica

7 se puede apreciar una producción sostenida de un millón de barriles promedio equivalente diario por

varios años, de acuerdo con cada uno de los escenarios formulados.

Gráfica No. 7. Platteau de producción para los tres escenarios formulados.

-300

200

700

1.200

1.700

2.200

2.700

3.200

3.700

4.200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Res

erva

s en

MB

OE

Pro

du

cció

n e

n K

BO

PD

Escenario 3

Producción KBOPD Reservas probadas (Mbbl)

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

KB

OP

D

Producción KBOPD

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

Documento Sectorial AS-07-17.

11

Gráfica No. 8. Relación R/P para los tres escenarios planteados.

En las siguientes tablas se presentan los impactos para tres horizontes en tiempo, correspondiente el

primero a 2021, año de pérdida de autosuficiencia si no se logra la incorporación de reservas y producción

adicionales; el segundo, a 2025, año intermedio que coincide con la terminación del platteau de un millón

de barriles por día; y el tercero, a 2030, año límite del ejercicio.

Para el horizonte de 2021, los escenarios formulados indican niveles de producción cercanos a un millón

de barriles por día, con reservas remanentes cada uno de ellos, aún cercanas al potencial adicional de los

yacimientos de roca generadora, con R/P del orden de 4, 6 y 9 años respectivamente.

Tabla 1. Producción, Reservas y Relación – horizonte 2021.

Horizonte 2021

Escenario 1 2 3

Producción (KBOPD) 900 1.000 1.000

Reservas Remanentes (MBOE) 933 1.897 2.897

R/P (Años) 3,8 6,2 8,9 Fuente: Elaboración y cálculos Campetrol.

Para el horizonte de 2025, los escenarios formulados sugieren niveles de producción importantes en un

rango de 350 a un millón de barriles por día, con reservas remanentes cada uno de ellos, del orden de 200

a 1.500 millones de barriles, con R/P en un rango de 2,5 a 5 años respectivamente.

Tabla 2. Producción, Reservas y Relación – horizonte 2025.

Horizonte 2025

Escenario 1 2 3

Producción (KBOPD) 350 680 1.000

Reservas Remanentes (MBOE) 194 681 1.437

R/P (Años) 2,5 3,8 4,9 Fuente: Elaboración y cálculos Campetrol.

(2,0)

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

año

s Relación Reservas/Producción (R/P) años

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

Documento Sectorial AS-07-17.

12

Para el horizonte de 2030, los dos primeros escenarios formulados agotan las reservas remanentes,

mientras tanto, el tercer escenario aún conserva unas reservas remanentes de 261 millones de barriles

con una producción de 430 KBOEPD y una R/P de 2,7 años, a la tasa de producción anteriormente

mencionada.

Tabla 3. Producción, Reservas y Relación – horizonte 2030.

Horizonte 2030

Escenario 1 2 3

Producción (KBOPD) 0 180 430

Reservas Remanentes (MBOE) 0 0 261

R/P (Años) 0 0 2,7 Fuente: Elaboración y cálculos Campetrol.

PIB Petrolero: aplicar la estimulación hidráulica podría posibilitar que la actividad del sector de

hidrocarburos recupere cierta sostenibilidad, con ganancias para el PIB en el corto y mediano plazo por

cuenta de la posibilidad de la entrada de nuevas inversiones incentivadas por este espacio de negocio aún

por desarrollar. No obstante, es claro que el impacto en la producción, sujeto a éxitos exploratorios, solo

se vería en el mediano plazo por cuenta del tiempo que toma el desarrollo de este tipo de proyectos. Con

base en lo anterior, el PIB petrolero podría incrementarse en niveles que superen los COP 3 billones

adicionales en el mediano plazo (en el mejor de los escenarios aquí planteados) y conseguiría recuperar

una participación cercana de 0,5 puntos porcentuales adicionales.

Renta Petrolera: el impacto que tendría la posible incorporación de reservas a través de la estimulación

hidráulica en el primer segmento considerado (renta de Ecopetrol a la nación), se estima de entre 0,7 a

2,5 billones de pesos adicionales en el mediano plazo.

Territorio: toda actividad económica genera impactos sobre sus zonas de influencia, en particular en

materia ambiental. Por tal razón, cobra mayor importancia la planeación detallada de las operaciones

para prevenir los impactos, minimizarlos y generar planes concertados de compensación. Aquí también

tiene una gran relevancia la aplicación de altos estándares y buenas prácticas. En ese sentido, es

necesario reformular el modelo de relacionamiento del sector con las regiones productoras con base en

un diálogo franco, abierto e informado, como elemento básico para generar confianza con la aplicación

de principios y valores, que favorezcan el desarrollo regional sostenible.

Regalías: se estima que con la estimulación hidráulica en yacimientos de roca generadora, en el mediano

plazo el Sistema General de Regalías podría percibir en promedio entre 0,3 (escenario más bajo) y 1,3

(escenario más elevado) billones de pesos anuales adicionales de acuerdo con los escenarios ilustrados

anteriormente.

IED: la Inversión Extranjera Directa destinada al sector podría crecer en el corto y mediano plazo,

impulsada por esta nueva franja de negocio que se abre tanto para las compañías de E&P, así como para

las de bienes y servicios petroleros.

Lo anterior, en consistencia con el crecimiento que han venido presentando los flujos hacia otros

sectores, llevaría a que en el próximo lustro se alcance una participación de 32% a 41%, en contraste con

una participación cercana al 20%, que se estima si el sector sigue la tendencia decreciente que exhibe

actualmente y con débiles señales de recuperación.

Documento Sectorial AS-07-17.

13

Exportaciones: se estima que los esfuerzos actuales en producción y la coyuntura más favorable en

precios permitirían volver a una participación al cerrar el año cercana al 37%, muy distante de las cifras

superiores al 50%, conseguidas en años anteriores. En contraposición, la estimulación hidráulica podría

permitir que las ventas externas del sector recuperen una participación cercana a niveles entre 40%

(escenario 1) y 54% (escenario 3) en el mediano plazo, en condiciones esperadas de precios, aun cuando

las otras partidas de exportación mantengan su actual tendencia positiva.

Estimación de Impactos:

De conformidad con el análisis anterior, en el siguiente cuadro se presenta un resumen de la estimación

de impactos económicos positivos de materializarse la incorporación de reservas y producción señaladas

en los escenarios respectivos.

Tabla 4. Resumen de impactos sobre variables económicas sectoriales.

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

PIB petrolero (1)

1 billón 2,1 billones 3,4 billones

Regalías (2)

0,25 a 0,43 0,5 a 0,87 0,8 a 1,3

IED (3)

4% a 7% 8% a 15% 12% a 22%

Exportaciones (4)

3% a 5% 6% a 11% 8% a 17% Fuente: Elaboración y cálculos Campetrol.

(1) Impacto en billones de pesos, adicional al PIB petrolero anual promedio en el mediano plazo.

(2) Impacto estimado en billones de pesos sobre los ingresos por regalías anuales.

(3) Puntos porcentuales adicionales de participación del sector en los flujos de Inversión Extranjera Directa -vista anual-.

(4) Puntos porcentuales adicionales de participación del sector en las Exportaciones totales.

Por citar un ejemplo a nivel regional, el potencial de los yacimientos de roca generadora correspondiente

a los shales de la formación La Luna es muy significativo y en el Valle Medio del Magdalena podría ser del

orden del 25-30% del potencial total del país. Esto le devolvería a dicha cuenca el nivel de importancia

que ha tenido en el contexto histórico nacional.

Documento Sectorial AS-07-17.

14

Conclusiones:

Bajo las actuales condiciones de precios del petróleo y para alejar el fantasma de la pérdida de la autosuficiencia, el aprovechamiento de los yacimientos de roca generadora surge como una de las dos únicas alternativas para dinamizar la actividad del sector de hidrocarburos en el corto plazo y para que la economía colombiana pueda seguir contando con los recursos que aporta el sector. En cualquier caso, se destaca que la estimulación hidráulica requiere de la utilización de tecnologías que si bien están probadas, deben aplicarse en forma cuidadosa, responsable con el medio ambiente y respetuosa con el entorno y la sociedad. Cabe señalar que la aplicación de estas prácticas demanda altos costos e inversiones, cuya rentabilidad depende de la cotización del crudo y de la viabilidad de las operaciones, por lo que su materialización está sujeta a estos determinantes. Los tres escenarios formulados en materia de Reservas y Producción, indican que en efecto se generarían niveles importantes, que ampliarían el horizonte de autosuficiencia y posibilitarían mantener la producción en un millón de barriles por día, para un cierto número de años, dependiendo del escenario de reservas. El análisis sugiere que al final de 2021, periodo que coincide con el estimado actual de 5,1 años de autosuficiencia, la R/P alcanzaría valores del orden de 4, 6 y 9 años, respectivamente. Para el horizonte de 2025, los tres escenarios formulados indican niveles de producción importantes en un rango de 350 mil a un millón de barriles por día, con reservas remanentes cada uno de ellos, del orden de 200 a 1.500 millones de barriles, con R/P en un rango de 2,5 a 5 años, respectivamente. En el horizonte de 2030, los dos primeros escenarios formulados agotan las reservas remanentes, mientras tanto, el tercer escenario aún conserva unas reservas de 261 millones de barriles con una producción de 430 KBOPD y una R/P de 2,7 años, a la tasa de producción anteriormente mencionada. Frente a los beneficios económicos que tendría la incorporación de reservas y producción adicional, descritos en cada uno de los escenarios formulados, puede concluirse que los mismos son de mucha trascendencia, ya que su materialización tendría efectos determinantes en el PIB petrolero, las regalías, la IED y las exportaciones. En caso contrario, los impactos ante la inminente pérdida de la autosuficiencia, prevista en cinco años, son catastróficos y golpearían al país en términos de crecimiento, IED, balanza comercial, recaudo tributario, tasa de cambio e inflación, entre otras variables. La única forma para salir adelante en esta coyuntura es trabajar unidos y con decisión política. Se requiere que el país y el sector, desde los gobiernos nacional, departamentales y locales, así como las comunidades y la industria como un todo, trabajen mancomunadamente, para entender y rescatar la importancia de la cadena de valor del petróleo y el gas, para seguir contando con los aportes que este renglón de la economía ha hecho y le puede continuar haciendo al país y al desarrollo regional sostenible, en forma incluyente, cuidadosa con el medio ambiente y con responsabilidad. Es aquí donde la posibilidad del aprovechamiento de los yacimientos en roca generadora tiene que verse como una oportunidad y no como una amenaza. Se requiere pedagogía regional para informar responsablemente y mantener un diálogo bien fundamentado de cara a los retos y desafíos que nos impone la necesidad de garantizar la seguridad energética nacional; y en consecuencia, generar un mejor bienestar para las regiones productoras y el país. Tal y como se evidencia en este documento, es de la mayor relevancia para el país abrir el debate sobre la aplicación de nuevas técnicas de extracción probadas internacionalmente y cuya utilización, en un entorno y con la regulación adecuada, puede llevarse a cabo con responsabilidad ambiental y aportes determinantes para el desarrollo de los territorios y sus comunidades.

Documento Sectorial AS-07-17.

15

Como gremio estamos prestos a apoyar desde lo técnico este debate y estamos convencidos de que toda la industria de hidrocarburos tiene una posición similar, por lo que llamamos al Gobierno Nacional a ejercer un rol articulador entre territorios, comunidades, gobiernos locales y otros actores, en aras de avanzar en la discusión y preparar, entre todos, las condiciones ideales para que la extracción en roca generadora extienda por varios años la autosuficiencia energética de Colombia. Consideramos relevante aclarar que este documento no aborda en profundidad el tema del desabastecimiento ante la inminente pérdida de la autosuficiencia y sus graves consecuencias. Frente a esto advertimos la importancia de que sea el Gobierno Nacional quien lidere los estudios respectivos, conforme a las necesidades del país.

Fecha: Junio 27 del 2017. - Este documento corresponde a un ejercicio sobre el tema en cuestión, con base en la información presentada y

dentro de un marco de análisis sectorial, con enfoque gremial.