El presidente Gustavo Petro, que asumió el cargo el 7 de agosto de 2022, hizo campaña sobre una plataforma de poner fin a la exploración de hidrocarburos, aumentar los impuestos y prohibir la fracturación hidráulica, conocida como fracking. Cuando se tienen en cuenta estas circunstancias, junto con las escasas reservas de petróleo de Colombia, el deterioro de la licencia social y la actual crisis de seguridad, es comprensible que las empresas energéticas extranjeras se sientan disuadidas de invertir en el país e incluso abandonen sus operaciones.

En las últimas noticias, el gigante energético mundial ExxonMobil anunció que salía de un acuerdo de operación conjunta con Patriot Energy Oil and Gas para el Bloque VMM-37 de 43.158 acres en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena en Colombia.

Punto de inflexión para la industria petrolera colombiana

Exxon es el operador del bloque y posee un 70% de participación, mientras que Patriot posee el 30% restante de participación no operada. El CEO de Sintana Energy, propietaria de Patriot, expresó su decepción por la decisión de Exxon, que ha sido socio de la operación durante una década.

La decisión de Exxon llega en un momento crucial para la industria petrolera colombiana, ya que el país andino está cada vez más cerca de prohibir el fracking, lo que afectará directamente a VMM-37. Existen planes para perforar el pozo Platero-1, que forma parte del piloto de fracking Platero que están llevando a cabo la petrolera nacional colombiana Ecopetrol, y Exxon, en VMM-37 sin que Patriot y el propietario de la empresa, Sintana, participen en el proyecto.

La cuenca del Valle Medio del Magdalena es la zona petrolífera más antigua y prolífica de Colombia. Es en esta cuenca donde comenzó la industria petrolera del país andino con el descubrimiento en 1918 del gigantesco yacimiento La Cira-Infantas.

Hace más de una década, se identificó que la cuenca del Valle Medio del Magdalena contiene un considerable potencial no convencional de petróleo y gas natural en las formaciones de shale La Luna y Tablazo, que han sido comparadas con la prolífica cuenca de shale Eagle Ford. En un informe de septiembre de 2015, la Administración de Información Energética de Estados Unidos determinó que la cuenca del Valle Medio del Magdalena contiene recursos recuperables de petróleo de shale de 4.700 millones de barriles y 18 billones de pies cúbicos de shale gas.

Estas cifras indican que la explotación con éxito de los recursos de hidrocarburos no convencionales de la cuenca resolvería la incipiente crisis energética de Colombia causada por la escasez de reservas.

A finales de 2021, el país poseía unas reservas probadas de 2.000 millones de barriles de petróleo y 3,2 billones de pies cúbicos de gas natural con una exigua vida productiva de 7,6 años y ocho años, respectivamente. Esta corta vida de producción, junto con la dependencia económica de Colombia de las exportaciones de petróleo y su dependencia de los ingresos petroleros, subraya por qué el país debe ampliar la exploración de hidrocarburos si quiere evitar una crisis energética.

Colombia ya se ha visto obligada a aumentar significativamente las importaciones de gas licuado de petróleo, que se cuadruplicaron durante 2022, y Petro firmó un acuerdo con la petrolera nacional venezolana PDVSA para importar gas natural en caso de que el suministro nacional siga disminuyendo.

Se teme que, a menos que Colombia aumente sus reservas probadas de hidrocarburos y su producción, el país andino pierda su seguridad energética ya en 2028. Es casi seguro que eso ocurra si Petro sigue adelante con la prohibición de la exploración petrolífera.

El proyecto piloto de fracking Platero ha estado envuelto en la controversia desde que el regulador de la industria de Colombia, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, autorizó el proyecto en 2021. En abril de 2022, un tribunal colombiano suspendió el permiso ambiental para el cercano proyecto piloto de fracking de Kale de Ecopetrol y el proceso de concesión de licencias ambientales para el proyecto Platero de Exxon. Posteriormente, a principios de julio de 2022, el más alto tribunal administrativo de Colombia anuló el fallo que daba permiso a ambos proyectos piloto de fracking.

El fin del fracking en Colombia

Tras la victoria electoral de Petro, que asumió el cargo de 34º presidente de Colombia en agosto de 2022, Ecopetrol solicitó al organismo regulador del sector, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que suspendiera los proyectos piloto de fracking de Kale y Platero durante tres meses.

Desde esos acontecimientos, los planes de Petro de prohibir el fracking se han acercado más a la realidad, ya que el Senado de Colombia aprobó un proyecto de ley para prohibir la controvertida técnica de extracción de hidrocarburos el 18 de abril de 2023. Petro, que pretende acabar con la contratación para la exploración de hidrocarburos, también aumentó los impuestos para la industria petrolera colombiana.

En primer lugar, se eliminaron las regalías como deducción del impuesto sobre la renta y, en segundo lugar, se estableció un gravamen escalonado sobre las ventas de petróleo que se paga cuando el Brent supera ciertos precios umbral. Esto aumentó el tipo impositivo efectivo para los perforadores a un 35% estimado cuando no se paga ningún recargo y a un máximo del 50% cuando se aplica el recargo completo del 15% cuando el Brent supera los 82,20 dólares por barril.

Por las razones expuestas, la decisión de Exxon de abandonar el bloque VMM-37 tiene sentido, sobre todo teniendo en cuenta que cada vez es más probable que se prohíba el fracking en Colombia.

Las consecuencias de estas decisiones legislativas se ven agravadas por la desintegración de la licencia social de la industria y el creciente malestar de las comunidades frente a los proyectos petroleros. Exxon posee operaciones alternativas en jurisdicciones mucho más favorables, donde el tipo impositivo es más bajo y hay mayor certidumbre respecto a su futuro, lo que le reportará rendimientos mucho mayores.

Entre las más destacadas se encuentra el prolífico Bloque Stabroek, en alta mar de Guyana, que Exxon convirtió en prioritario durante 2020 y prevé ampliar la producción de petróleo de unos 380.000 barriles diarios a 1,2 millones de barriles diarios en cuatro años.