El aprovechamiento integral de los recursos naturales, bajo los estándares internacionales en materia ambiental, los marcos normativos y ajustes a los procesos que hoy limitan el potencial del país en materia energética y minera son las dos columnas centrales que tendrá que seguir el país si quiere mantener su autosuficiencia energética, cumplir los compromisos en materia de emisiones y obtener fuentes permanentes para financiar los presupuestos de cada año, e incluso para tener ahorros futuros, como lo hacen los países más avanzados.
Expertos del sector reiteran que el país debe lograr estos objetivos con base en debates informados y decisiones de política pública acertadas que eviten perder terreno, no solo porque el sector minero energético sigue siendo una fuente importante para las exportaciones, sino porque los incentivos para la inversión extranjera están cambiando en todo el mundo, hoy por hoy con Estados Unidos a la cabeza.
Y de la llegada de esos capitales foráneos depende que el país evite importar petróleo y pueda desarrollar proyectos de generación de energía eléctrica con fuentes renovables no convencionales que permitan avanzar la diversificación hacia una matriz energética más limpia.
Aunque la recuperación de los precios del petróleo es un factor para que las reservas probadas del país, que están 1.665 millones de barriles, no sigan cayendo y la autosuficiencia se mantenga en alrededor de los 5 años, este horizonte es poco, sobre todo si se tiene en cuenta que por el fin del auge de precios altos la exploración se contrajo en los últimos años.
Por ello, la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) señala que, debido a que un proyecto grande tarda en madurar entre 7 y 10 años, las acciones de corto y mediano plazo en el sector están ligadas a la extracción de un mayor porcentaje de los campos existentes y al desarrollo de los hidrocarburos no convencionales, en los que se utiliza el fracturamiento hidráulico de la roca.
En cuanto al primer frente, Julio César Vera, presidente de Acipet, recalca que permitirá mantener una autosuficiencia de mediano plazo, lo que implica apuntarle a subir el porcentaje de recobro entre 1 y 5 puntos porcentuales, pues así se incorporarían reservas entre 500 y 2.500 millones de barriles, que representan entre 1 y 10 años de autosuficiencia.
Para ello, lo urgente es que el Gobierno expida las normas para los Certificados de Reembolso Tributario (Cert) y, en medio de los mayores atractivos que ahora tendrá la inversión en Estados Unidos por la reducción de impuestos, hay que apuntarle a inversiones de al menos 5.000 millones de dólares.
Según el directivo, dicha normatividad deberá asegurarse de cubrir adiciones a los tiempos de los contratos, para que las iniciativas se puedan hacer.
Por otra parte, en medio de una sequía de grandes descubrimientos, los hidrocarburos no convencionales son, según Acipet, la otra apuesta que hay que materializar, ya que solo en el Magdalena Medio el potencial está entre 5.000 y 7.000 millones de barriles.
Aquí, la principal limitante que hay que resolver son los términos de referencia para la licencia ambiental de los proyectos de producción ConocoPhillips y ExxonMobil, así como los términos de referencia para los pilotos de Ecopetrol.
Según Acipet, la clave estará en que todo el Estado y no solo las entidades del sector energético, lideren el proceso de la mano de compañías que tienen la capacidad técnica, económica y humana para ejecutar las actividades de forma sostenible y, por supuesto, con el monitoreo para darle la tranquilidad a la gente de que no va a haber problemas con acuíferos, sismicidad y contaminación.
Vera explica que hay que seguir dando un debate informado en las regiones, para que las normas se discutan y se publiquen en el primer trimestre, para que desde el segundo semestre se adelanten los primeros trabajos.
Según Acipet, si se perdiera la autosuficiencia, habría que destinar cada año entre 8.000 y 10.000 millones de dólares para importar crudo, lo cual sería muy crítico en tiempos de restricciones fiscales.
Casi cuatro años después de la expedición de la Ley 1715, que dio las bases para la integración de las energías renovables no convencionales, las cifras muestran que si bien hay proyectos solares y eólicos aprobados y en marcha para su estructuración y ejecución, actualmente solo el 1 por ciento de la matriz de generación eléctrica corresponde a cogeneración, autogeneración, generación eólica y energía solar.
La energía eólica representa el 0,11 % de la capacidad instalada con 18,42 megavatios y la energía solar, el 0,06 por ciento, con 9,8 megavatios instalados. No obstante, según la Asociación Colombiana de Energías Renovables (SER Colombia), a diciembre del 2017 había en la Upme 479 proyectos de generación vigentes, de los cuales 315 son solares; 12, eólicos y 14, de biomasa. En solares, las iniciativas abarcan una capacidad de 2.692 megavatios, 1.351 de los cuales corresponden a proyectos de generación eólica.
Alejandro Lucio Chaustre, director ejecutivo de SER Colombia, explica que el punto crucial para impulsar las energías renovables no convencionales es el desarrollo de un mecanismo de contratación de largo plazo complementario al cargo por confiabilidad, similar al implementado en los distintos países de la región, mediante el cual se ofrezcan contratos de duración entre 15 y 20 años que logren viabilizar el cierre financiero de los grandes proyectos.
Y, en los proyectos a pequeña escala y la generación distribuida, el directivo dice que es clave seguir trabajando en la simplificación de los procedimientos de conexión y operación de los proyectos, así como en una definición clara de los cargos de respaldo y los beneficios a la entrega de excedentes a la red.
Hoy en día, los agentes del sector han identificado como barreras la imposibilidad de que estos proyectos, al no tener energía estable diaria, se puedan financiar con el cargo por confiabilidad, la falta de un mercado de contratos de largo plazo, una estructura para el despacho de la energía de estos agentes, la falta de mercados intradiarios para aprovechar las ofertas de energía en cualquier momento del día y unas exigencias ambientales para estos proyectos similares a las de las obras viales y de hidrocarburos.
Según explica Lucio, el mecanismo de contratación de largo plazo complementario es el cambio más urgente, así como los ajustes para que estas fuentes puedan operar de forma correcta en el mercado.
Y agrega que sin el impulso a las energías renovables no convencionales, la principal consecuencia sería el incumplimiento de los compromisos estatales adquiridos en el Acuerdo de París, la imposibilidad de diversificar la matriz de generación para afrontar mejor los periodos de fenómeno del Niño y la pérdida de competitividad del precio de la energía frente a otros países vecinos que ya han desarrollado estas tecnologías.
En momentos en que Europa, mercado clave para las ventas de carbón térmico del país, ha tomado la decisión de reducir casi a cero su consumo para el año 2030, Colombia, con reservas para unos 100 años, deberá empezar una transición para buscar nuevos mercados, pues la demanda mundial por este producto no bajará.
Así quedó claro en octubre en un encuentro del Ministerio de Minas, la Agencia Nacional de Minería (ANM) y la Asociación Colombiana de Minería (ACM) con los grandes jugadores mundiales y con los países compradores. Se prevé que en forma gradual con el menor consumo para producción de energía en Europa, crezca la demanda de los países del sudeste asiático.
Santiago Ángel, presidente de la ACM, recalca que al carbón no todos le darán la espalda, pues se calcula que para el 2030 el mineral sea el 30 por ciento de toda la demanda de energía mundial y, de este porcentaje, el 65 por ciento estará en países como Paquistán, Bangladesh, Japón y China, que subirán su consumo para los requerimientos de poblaciones de gran tamaño, dispersas en grandes extensiones de territorio.
El directivo señala que para un producto de alta calidad en materia calórica y en emisiones, como el carbón colombiano, las prioridades están en dejar definido ya un marco jurídico estable para la industria (consultas y fallos de altas cortes), al igual que diseñar estrategias para conquistar dichos mercados. Esto porque Estados Unidos, con su impulso al carbón y la reforma tributaria, se volverá un destino más atractivo para la inversión minera. “Tenemos que entender que un jugador grande tomó una decisión y tiene que poner a pensar a todo el mundo en cómo hacemos política para atraer inversiones”, indicó.
De forma paralela, las tareas inmediatas se resumen en hacer trámites más eficientes, como los permisos portuarios, de carreteras, uso de explosivos, para mejorar la competitividad. Según la ACM, el país ha mantenido su producción entre 85 y 90 millones de toneladas, pero el gran objetivo con estos cambios es apostarle a las 100 millones de toneladas, meta fijada hace más de 5 años. “Si hay un plan con esto, en tarifas de renta y regalías, en reputación del carbón y en seguridad jurídica, volvemos a las 100 millones de toneladas”, agregó.
