Come leggere il report sulle riserve di idrocarburi in Colombia?

Come leggere il report sulle riserve di idrocarburi in Colombia?
Come leggere il report sulle riserve di idrocarburi in Colombia?

Orlando Velandia, presidente dell’Agenzia nazionale per gli idrocarburi (a sinistra), e Andrés Camacho, ministro delle Miniere, durante la presentazione del rapporto sulle riserve 2023.

Foto: Maurizio Alvarado

L’Agenzia nazionale per gli idrocarburi (ANH) ha presentato venerdì le informazioni sullo stato delle riserve di idrocarburi nel paese.

I dati relativi al petrolio per dicembre 2023 ammontavano a 2.019 milioni di barili, il che rappresenta una riduzione di 54 milioni di barili rispetto ai dati di fine 2022.

Analizzando il rapporto tra riserve accertate (le cosiddette P1) e produzione, l’autosufficienza petrolifera del paese è scesa da 7,5 a 7,1 anni, il secondo calo consecutivo.

Sul fronte del gas, secondo alcuni analisti, le prospettive sembrano preoccupanti. Il rapporto ANH, realizzato con informazioni provenienti da 452 giacimenti, ha rivelato che le riserve accertate di gas erano situate a 2.373 gigapie cubiche (Gpc). La produzione di gas commercializzato è stata di 386 Gcf, che porta ad un rapporto riserve/produzione comprovato di 6,1 anni. Entro il 2022, l’autosufficienza del gas sarà fissata a 7,2 anni.

Si tratta del secondo calo annuo più grande delle riserve nell’ultimo decennio (il peggiore è stato tra il 2018 e il 2019).

“Se non facessimo nulla, avremmo petrolio per sette anni. Ma ogni anno eseguiamo un processo di sostituzione. Entro il 2023, per ogni cinque barili, ne verranno sostituiti 4,05”, ha spiegato Orlando Velandia, presidente dell’ANH.

Evidentemente non è così: anche se il governo di Gustavo Petro ha detto chiaramente che non autorizzerà nuove esplorazioni di idrocarburi, il Paese sta guadagnando una certa efficienza con i 300 contratti attualmente in vigore (secondo i dati del Ministero della Miniere), che coprono circa 16 milioni di ettari di petrolio.

Sia Velandia che il ministro delle Miniere, Andrés Camacho, hanno sottolineato l’efficienza della produzione dei cosiddetti giacimenti pigri (contratti attuali, ma senza ulteriore sfruttamento). Il presidente dell’ANH ha addirittura menzionato casi in cui le aziende produttrici non sono nemmeno apparse nelle zone in cui dovrebbero sfruttare gli idrocarburi.

Camacho, da parte sua, ha assicurato che la politica di esplorazione “sta dando risultati” e ha detto che il governo cerca di “incrementare l’esplorazione in termini di transizione energetica”. L’impegno del Governo, ha aggiunto, continua ad essere quello di potenziare i contratti già firmati.

La questione di fondo è se sia possibile aumentare l’autosufficienza energetica, e buttarci a capofitto nella suddetta transizione, aumentando l’efficienza di quanto già in atto nel settore degli idrocarburi. Oppure, come assicura l’industria, è necessario effettuare nuove esplorazioni e, con esse, firmare più contratti di idrocarburi.

Per Julio César Vera, presidente della Xua Energy Foundation, la riduzione delle prospettive del gas “ci pone in una situazione critica”, data l’importanza di questo combustibile per l’utenza domestica, per l’industria e come riserva energetica per il sistema elettrico. (tramite impianti termici, che ci hanno salvato dal razionamento durante l’ultima parte del fenomeno El Niño).

Così come non è molto convincente parlare di heavy metal senza chitarre elettriche, invocare la transizione energetica senza disporre di gas naturale non sembra del tutto possibile.

Cosa si può fare? Il rapporto ANH offre una luce, attraverso risorse contingenti.

Le risorse contingenti, come l’ecosistema petrolifero in generale, sono piene di aspetti tecnici. Nel caso delle riserve è importante comprenderne alcune.

Le riserve e le risorse del paese sono suddivise in provate, possibili e probabili. Quelli testati sono quelli pronti per essere sviluppati e hanno una probabilità di estrazione del 90%, cioè quelli con cui il rapporto ha dimostrato che esiste un’autosufficienza di 7,5 anni.

Quelli probabili, insomma, sono quelli che non hanno sufficienti informazioni geologiche per essere sviluppati.

E quelle possibili sono quelle tipologie di riserve per le quali “non c’è certezza di recupero economico, che richiedono una procedura ambientale e contrattuale”, come le ha definite in una passata intervista Luz Stella Murgas, presidente di Naturgas.

Oltre a ciò, ci sono risorse contingenti che, come indica il nome, non è stato possibile estrarre per vari motivi o contingenze.

Secondo il rapporto ANH, nel 2023 il Paese ha aumentato significativamente le sue risorse contingenti totali, sia petrolio che gas (crescita rispettivamente del 18% e del 29%).

Ciò significa che nel petrolio sono stati registrati 2.783 milioni di barili e nel gas 7.506 Gcf nella stima più alta di questo tipo di risorse.

Di fronte a questo scenario, Vera ha assicurato che è importante che “sia fatto un uso significativo delle risorse di gas contingenti, di quasi 2 tera piedi cubi in più, che, prendendo le decisioni appropriate in materia tecnica, sociale e ambientale, di licenze e in materia contrattuale e “La il quadro normativo consente a queste risorse contingenti di essere rapidamente trasferite alle riserve e il Paese può ancora una volta non solo aumentare il proprio livello di autosufficienza oltre i 10 anni, ma anche avere entrate aggiuntive in royalties”.

Quali sono gli imprevisti che trattengono queste risorse nel sottosuolo? Ebbene, nel caso del petrolio, secondo il rapporto ANH, la categoria principale è quella ambientale e sociale (43%). A queste ragioni seguono le questioni legali/contrattuali (21%) e quelle economiche (19%).

Lato gas, la principale contingenza è economica (39%), seguita da questioni tecniche (35%) e questioni legali/contrattuali (24%).

 
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