Shell, otra de las grandes petroleras que se va de Colombia

A la coyuntura energética de Colombia, impulsada por factores como: el déficit de gas y las decisiones de no hacer fracking ni firmar nuevos contratos para exploración y explotación de hidrocarburos, se le suma la salida de varias empresas del sector que pueden poner en jaque el desarrollo de esta industria.

Recientemente, se conoció que la compañía productora de hidrocarburos, Shell, está empacando maletas para irse de Colombia, pero ¿cuáles son las razones que impulsan esta medida?

Una fuente experta y cercana al proceso (que pidió no ser citada) le entregó detalles a Valora Analitik sobre la decisión de Shell de salir de los activos que tiene en el territorio colombiano.

Cabe recordar que Shell cuenta con varios contratos de exploración de hidrocarburos en el mar Caribe (offshore o costa afuera) al norte del país pues tiene presencia en los bloques Fuerte Sur, Purple Angel, COL-5 y COL-3.

En primer lugar, la fuente confirmó que es cierto lo revelado por El Tiempo sobre la venta que está adelantando Shell del 50 % que tiene en los tres primeros bloques mencionados anteriormente; es decir, Fuerte Sur, Purple Angel y COL-5.

Pero también aseguró que lo que motivó esta acción no está amparado, necesariamente, con el potencial del activo denominado por Ecopetrol como KGG.

Hay que decir que este activo en la actualidad le pertenece a una sociedad acordada entre Ecopetrol y Shell, está ubicado frente a las costas de Córdoba y Sucre, y reúne a los bloques COL-5 y Gran Fuerte. Allí las petroleras han perforado cuatro pozos con resultados exitosos: Gorgón-1, Gorgon-2, Purple Angel-1 y Kronos-1, lo que demostraría una provincia gasífera en esa región.

Recomendado: Colombia reactiva perforación de pozos exploratorios costa afuera con Shell y Ecopetrol

Pero ¿por qué Shell quiere salir de sus activos en Colombia?

La petrolera Shell es de talla mundial, una compañía que cuenta con los mayores campos y la mayor participación de mercado en LNG (gas natural licuado), y que, en efecto, viene enfocando su estrategia, recientemente, en este mercado de LNG.

De hecho, así lo dio a conocer en marzo de este año cuando en el Día del Mercado de Capitales 2025 presentó su ejecución de la estrategia a sus inversionistas. “Shell refuerza su compromiso con la creación de valor y mantiene su enfoque en el rendimiento, la disciplina y la simplificación”, manifestó en su momento la empresa.

De manera que, para una firma como esta, tener un campo que, en realidad, no tiene las magnitudes como las que sí posee, por ejemplo, Sirius (operado por Petrobras en asocio con Ecopetrol en el mar Caribe colombiano y que cuenta con unas reservas de gas que rondan los 6 TCF (terapíes cúbicos por día)), construir una infraestructura para sacar el energético allí enterrado resulta más costoso el propio gas que está ahí.

Según la fuente de Valora Analitik, aunque no se ha hablado en detalle de cuántas podrían ser las reservas de gas hay en este lugar, sí estaría confirmado que no es la magnitud con la que sí cuenta Sirius en el bloque GUA-OFF-0 (antes conocido como Tayrona).

“Es básicamente eso: una empresa de talla mundial como Shell, meterse en esto, pues es un proyectito. A esa compañía le gustaría es un proyecto como el de Sirius”, aseguró la fuente experta.

Así las cosas, el 50 % de estos activos podría pasar a manos de Ecopetrol -que es el socio de Shell en dichos campos- por derecho preferente; tal y como se vio con la salida de Repsol en los campos del Meta.

Recomendado: Shell dejaría negocios minoristas de energía en Reino Unido, Alemania y Holanda

Claro, todo depende del joint venture que firmaron entre las dos petroleras, pero, generalmente, estos contratos sí cuentan con derecho de preferencia para el socio.

La rentabilidad de KGG

Vale mencionar que la rentabilidad de KGG va a depender de dos puntos clave: uno, cuánto le cueste a la empresa llevar el gas a la costa; es decir, cuántos kilómetros hay desde el gasoducto en donde está el yacimiento hasta tierra firme.

“Ya se había hablado de que esto debía entrar por las costas de Córdoba, luego, ya en la costa, habría que hacer un gasoducto que lo lleve a Jobo y de ahí bajarlo a Vasconia. Entonces, cuando sea una realidad la reconversión del Oleoducto de Colombia (ODC); es decir, convertirlo en un gasoducto, ahí mejorarán los números para la rentabilidad”, precisó la fuente.

Y, dos, entre menos gas hay sí resulta más costoso sacar las moléculas.

“De los dos proyectos offshore que hay ahora en Colombia, lo más importante es que haya una posibilidad de llevar ese gas al interior del país. Porque la costa ya cuenta con suficiente, pero si no tenemos una manera de transportar el gas costa afuera al interior del país todo será más complicado”, expuso.

La fuente indicó que lo que podría pasar es que cuando la reconversión del ODC esté lista y empiece sus operaciones rápidamente, “puede no ser Shell quien termine haciendo el proyecto, sino el mismo Ecopetrol con otro socio o completamente solo”.

¿Por qué? Porque el país cuenta con unas reservas importantes de gas en dichos activos y/o campos, pero que están a la espera de la construcción del tubo que transporte el energético encontrado.

Lo que sí es clarísimo es que Shell, mundialmente, tiene una estrategia completamente distinta: la empresa no tiene, en este momento, campos dedicados a gas, son muy pocos, pues el enfoque es petróleo y el gas natural licuado (LNG); o sea, en barcos que transporten LNG.

¿Las reservas de KGG no son importantes?

En línea con la información entregada a Valora Analitik, no es que los recursos y reservas que hay en KGG no sean importantes, significativas y/o clave para Colombia, porque sí lo son.

Recomendado: La planta de hidrógeno renovable más grande de Europa será construida por Shell

“Lo que pasa es que, seguramente, para Shell -con su enfoque mundial y de su portafolio- debe ser distinto. Pero este proyecto no está muerto, ni nada por el estilo. 1, 2 o 3 TCF (terapíes cúbicos de gas) que hay ahí son relevantes para el país”, manifestó la fuente experta.

Además, el 19 de octubre de 2023, Ecopetrol informó que en el pozo Glaucus-1 se comprobó la presencia de gas natural en aguas profundas en el Sur del Caribe colombiano, con lo que se estaba confirmando la importancia de la provincia gasífera en esta zona del país.

“El pozo está ubicado a 75 kilómetros de la Costa Caribe, con una columna de agua de aproximadamente 2.340 metros. Ecopetrol y Shell (operador) son socios en el bloque COL-5 donde se encuentra el pozo Glaucus-1, con 50 % de participación cada uno”, indicaron las petroleras en su momento.

Y se esperaba que el desarrollo de esta provincia gasífera del Sur del Caribe pudiera contribuir, significativamente, a mantener la seguridad energética del país y a apoyar la transición energética que viene desarrollando Ecopetrol.

Asimismo, en agosto de 2022, Ecopetrol anunció que el pozo exploratorio y delimitador Gorgon-2 comprobó la presencia de gas natural en aguas ultra profundas en el sur del Caribe colombiano. Lea más de energía.

Según la compañía el hallazgo tuvo una columna de agua de cerca de 2.400 metros, la más grande realizada en Colombia, y una profundidad total superior a los 4.000 metros.

El pozo, ubicado aproximadamente a 70 kilómetros de la costa caribe, se perforó con un buque de última tecnología para aguas profundas.

El pozo confirmó la extensión del descubrimiento de gas realizado en 2017 en Gorgon-1 y ratificaba la existencia de una provincia gasífera costa afuera en Colombia, en la que también se realizaron los descubrimientos de Kronos (2015) y Purple Angel (2017), que hoy hacen parte del Caribe Sur.

Recomendado: Ecopetrol y Shell amplían presencia en Brasil con seis nuevos bloques

Construir el gasoducto de KGG (de Ecopetrol y Shell), el mayor reto

Sobre el interrogante de quién debe construir el tubo que traiga el gas de KGG a tierra firme, en diciembre de 2022, Valora Analitik, en entrevista con Cenit -la filial del transporte de hidrocarburos de Ecopetrol-, pudo conocer las intenciones y planes que tenía la compañía en ese momento por ser quien entregara las facilidades de transporte del gas encontrado en los pozos Gorgon-1 y Gorgon-2.

“Estamos evaluando la posibilidad de construir gasoductos de conexión que permitan viabilizar la producción de gas del Caribe colombiano y particularmente del offshore”, le dijo en su momento Héctor Manosalva a este medio.

Según el expresidente de Cenit, en ese momento la compañía está haciendo todos los estudios y análisis necesarios, desde el punto de vista de ingeniería y conceptual, para determinar si era una posibilidad que pueda desarrollarse de manera sostenible para la empresa.

“Aún no sabemos a ciencia cierta en cuánto tiempo porque, obviamente, son descubrimientos muy recientes y llevan un tiempo considerable para saber qué tanto gas hay, entre otros factores”, indicó Manosalva.

Sin embargo, la fuente cercana al proceso de Shell indicó que Cenit no es la opción para lograr dicho fin. “Cenit está dedicada a poliductos y oleoductos. Ellos son los dueños de Ocensa y los demás oleoductos: el de los Llanos, etc.”.

Y aclaró que Cenit, al ser filial de Ecopetrol, sí cuenta con el músculo para la construcción de la infraestructura, pero tiene una imposibilidad legal para ejecutar este proyecto.

“Ecopetrol no puede hacer parte de la cadena de transporte de gas, por la integración vertical. Entonces, por eso se firma este memorando de entendimiento con Promigas para que, entre Promigas y ellos miren a ver si el dueño del tubo sigue siendo Ecopetrol, pero quien opera la infraestructura es, por ejemplo, Promigas, TGI u otro transportista”.

Recomendado: Shell y Petrobras, las primeras en iniciar exploración de hidrocarburos tras Ronda Colombia 2021

Agregó que “y yo creo que esto es sano, porque tener a Ecopetrol en tantos eslabones de la cadena con una posición dominante no es sano para el país”.

Ahora bien, existe otra opción para poder llevar el gas que se produzca en KGG al interior de Colombia: según la fuente, siempre que se tiene un proyecto costa fuera se pueden hacer dos cosas:

• Una, usar un barco para convertir el gas de estado gaseosos a líquido, para después llevarlo con mayor facilidad a tierra y se reconvierte a gas otra vez.
   
• Pero, en este caso, por ser un proyecto que está un poco más cerca de la costa de lo que está Sirius, pues lo más acertado sería hacer un tubo.

“El problema de todo este tema es que los proyectos compiten entre sí. O sea, en un lado está Shell y en el otro está Petrobras y, pues, Sirius tiene recursos mucho más importantes que los que hay en el otro lado. De manera que, en el papel de Ecopetrol, se va a privilegiar a la iniciativa que tenga más gas”, señaló la fuente a Valora Analitik.

Lo anterior porque las inversiones son cuantiosas en ambos lados. “No es que ahí no haya gas (en KGG), ahí hay mucho gas. Lo que pasa es que hay que mirar, cuando se reconvierta el tubo, si el mercado colombiano va a necesitar ese gas o no, y si a alguien se le mide, aparte de Ecopetrol, a construir la facilidad que se requiere para llevarlo a la costa”.

De hecho, la fuente ratificó que esto no significa, en ningún caso, la muerte del proyecto. En cambio, es una iniciativa que puede postergarse, pues es un tema de determinar qué se debe priorizar en la coyuntura.

“En eso se enmarca la decisión de Shell: si yo veo que van a privilegiar Sirius y veo que mi enfoque global es otro, pues me voy y cedo mi participación aquí”, concluyó.