Por ahora, una parte del consumo de gas en Colombia (diferente al de las plantas térmicas) tendrá que seguir siendo atendido con importaciones -como viene pasando desde el 1 de diciembre de 2024- por varias razones: por ejemplo, no se ha entregado el energético de SINU-9 al sistema como anunció el Gobierno Petro en noviembre. ¿Qué pasó?
Hace varios meses desde el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) se mostró entusiasmo por el gas natural que se inyectaría al Sistema de Transporte Nacional que provendría del Bloque SINU-9 de NG Energy y, ahora también, de la francesa Maurel & Prom, pero las cuentas no han salido como se esperaba.
En noviembre de 2024, el presidente de la ANH, Orlando Velandia, le informó al país que -antes del 23 de diciembre de ese año- entrarían al sistema cerca de 28 millones de pies cúbicos de gas natural que saldrían del Bloque SINU-9 ubicado en el departamento de Córdoba (al norte de Colombia) con los pozos Brujo-1X y Mágico-1X.
“Esperamos que antes del 23 de diciembre entre el gas natural de SINU-9. ¿En qué estamos? Hay que hacer la gestión de verificar calidades de ese gas para ya meterlo a las líneas de flujo. Esto lo hemos venido acompañando desde la ANH con -en este caso- el operador de este campo (CleanEnergy Resources) y con Promigas”, precisó Velandia.
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No obstante, una fuente le aseguró a Valora Analitik que la cosa está más demorada de lo pensado, porque, al momento del descubrimiento de la reserva de gas, se habría encontrado solo gas seco (es decir, sin petróleo), pero, en el desarrollo e inicio de la producción, se habría detectado también la presencia de crudo.
Según la fuente, la demora radicaría en que, para continuar con dicha producción, la empresa operadora tenía que reajustar sus equipos de tratamiento del gas y hacer varios cambios para que estos pudieran aceptar líquidos, particularmente, el petróleo.
Se sabe que, en la actualidad, las empresas involucradas en el desarrollo del Bloque SINU-9 siguen en el proceso de cambio de equipos y demás adecuaciones. Y, si todo sale de acuerdo con lo proyectado, Colombia podría contar con el gas natural de este activo solo hasta mediados de 2025.
Este medio consultó a dos técnicos del sector (que pidieron no ser citados) que tienen opiniones divididas al respecto: por un lado, uno de ellos aseguró que, aunque las probabilidades son bajas, no es imposible que luego de un descubrimiento de gas -en el que se preveía era seco- se detecte petróleo en la extracción.
Un ejemplo de ello sería el caso del campo Cicuco Boquete de Hocol (filial del Grupo Ecopetrol) que está ubicado en el departamento de Bolívar (al norte de Colombia).
Por otro lado, el segundo experto manifestó que esto es “casi imposible” (el descubrir gas y luego ‘darse cuenta de que hay petróleo’) debido a la serie de estudios previos que se les hacen a los suelos antes de la labor de exploración propiamente dicha y, por supuesto, a su producción.
Sin embargo, ambos coinciden en que las razones de las demoras con Brujo-1X y Mágico-1X obedecerían a otros factores.
¿Qué ha pasado con la producción de gas natural del Bloque SINU-9 en Córdoba?
Al remitirse a las cifras de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y a las del Gestor del Mercado del Gas se puede ver que la producción del Bloque SINU-9 con los pozos Brujo-1X y Mágico-1X ha sido intermitente desde septiembre de 2024.
Esto porque es un proyecto ‘joven’ que está aún en pruebas, pues su descubrimiento fue en octubre de 2022, y aunque ha declarado cantidades disponibles del energético, lo hace bajo la condición de pruebas extensas.
Esto quiere decir que, aunque puede haber producción de moléculas de gas, no es una producción sostenida y, seguramente, presentará intermitencias con el paso de los días mientras se madura el proceso.
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De hecho, en el más reciente informe de la ANH disponible al público muestra que Cleanenergy Resources -operadora de SINU-9- reportó una producción desde septiembre del año pasado del pozo Mágico-1X de 0,026 millones de pies cúbicos de gas por día calendario (MPCPDC); en octubre fue de 0,157 MPCPDC y en noviembre llegó a 5,9 millones de pies cúbicos.
En los dos primeros meses el flujo fue mínimo para probar las facilidades de producción y demás, pero los 5 millones reportados en noviembre ya correspondían a inyección al sistema.
No obstante, la fuente le explicó a Valora Analitik que estas cifras reportadas de la ANH no corresponden a lo declarado en la producción del Ministerio de Minas y Energía de Colombia, pues lo que se esperaba producir no se colocó.
E insistió que las cifras presentadas muestran pequeñas entregas de gas en medio de los intentos para conectarse al Sistema Nacional de Transporte (SNT), pero en esa etapa fue en la que detectaron los líquidos.
Y si esto se compara con las cifras del Gestor del Mercado del Gas en Colombia, se puede evidenciar que el pozo Brujo-1X arroja cifras solo desde el 2 de noviembre de 2024 hasta el 14 del mismo mes, reflejando una pausa desde el 15 de noviembre hasta el 12 de diciembre. Se reactiva el 13 del mismo mes y entrega hasta el 16.
Y, en el caso de Mágico-1X, también se evidencia actividad desde el 2 de noviembre hasta el 6; luego, se pausa y se reactiva desde el 15 del mismo mes hasta el 28. Se mantiene en ceros hasta el lapso entre el 10 y 14 de diciembre.
Esto sería una clara evidencia del estado aún intermitente en el que están los proyectos de producción de gas en SINU-9.
Activo que, al estar aún en pruebas extensas, no cumpliría con la suficiencia en su suministro que las empresas comercializadoras y distribuidoras del energético necesitan para cumplir sus compromisos y evitar sanciones, tal y como lo han manifestado, en reiteradas ocasiones, actores del sector.
De manera que la suma de este y otros factores, ampliamente conocidos por el sector y la opinión pública- dieron la luz verde para que varias empresas del país recurrieran a otras fuentes de suministro de gas para comprarlo y honrar los compromisos que tienen con el Estado colombiano y sus consumidores.
En otras palabras, dichas empresas optaron por la opción de importaciones de gas -desde el 1 de diciembre de 2024- para suplir la demanda, acción que aún se sigue llevando a cabo por la falta del energético disponible en firme.
Se necesita mayor inversión para el gas en Colombia
Según el reporte financiero, con corte a septiembre de 2024, entre los planes de NG Enegy está un aumento en la producción de gas de las concesiones existentes durante 2024 y 2025.
Pero la compañía destacó que alcanzar estos objetivos dependía del desarrollo satisfactorio de la infraestructura de superficie necesaria para iniciar la producción comercial en el Bloque SINU-9.
“La empresa sigue necesitando una mayor capacidad de producción de gas en el bloque SINU-9. Como tal, continúa necesitando capital adicional para financiar las operaciones en curso de la empresa, compromisos y desarrollo continuo de los activos de exploración y evaluación de la compañía”, destacó NG Energy.
Y es que cabe recordar que, al 30 de septiembre de 2024, NGE reconoció una pérdida neta de US$45,8 millones y un efectivo generado en actividades operativas de US$16,2 millones. Hasta dicha fecha, la compañía tenía un déficit de capital circulante de US$6,0 millones, incluyendo efectivo y equivalentes de efectivo de US$19,1 millones.
Ante el panorama, la empresa anunció que, en septiembre del año pasado, cerró una colocación privada de acciones ordinarias por US$21,1 millones, netos de gastos de emisión. Según NG Energy, estos recursos tenían la intención de ser utilizados para el desarrollo de la infraestructura de superficie del Bloque SINU-9.
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No obstante, de acuerdo con la firma, los eventos financieros mencionados anteriormente, combinados con los flujos de caja de la producción de gas en fase inicial en el Bloque María Conchita, pueden no ser suficientes para financiar las operaciones y compromisos en curso hasta el desarrollo exitoso de las operaciones de SINU-9.
“Es posible que la empresa necesite fuentes adicionales de capital para financiar las operaciones en curso y los compromisos”, subrayó NGE en su reporte financiero.
Agregó que no hay garantía de que se tenga éxito en la realización de la producción comercial del Bloque SINU-9, o en la obtención de fondos de deuda o capital cuando sea necesario. “Como tal, sigue existiendo una incertidumbre material en torno a la capacidad de la empresa de obtener capital suficiente para satisfacer sus necesidades y compromisos operativos”.
Para NG Energy, estas condiciones señaladas indican que existe una incertidumbre material que puede arrojar dudas significativas sobre la capacidad de la empresa para continuar en funcionamiento.
Y, aunque NGE destacó que las proyecciones arrojan que la empresa podría hacerle frente a sus necesidades y compromisos operativos en 2025 y en años sucesivos, afirmó que “no hay garantía de que la empresa tenga éxito en sus esfuerzos y no hay certeza en cuanto al calendario de los compromisos de exploración pendientes de la empresa”.
