Hasta el año 2015
todos los pronósticos indicaban que la producción de la cuenca de La Guajira
(Chuchupa, Ballenas y Riohacha) que participó con el 28% de la oferta nacional
en el 2016, se reducirá al 20% en el año 2019, al 15% en el 2021 y al 9% en el
2025.
La producción de
gas de esta cuenca presenta una fuerte declinación, en el 2017 se reducirá al 69%
de lo que generaba en el 2014.En el 2023
producirá 154 Mpcd, es decir disminuirá su capacidad de producción en 351 Mpcd,
teniendo en cuenta el año base de comparación que es 2014.
En las nuevas
proyecciones 2016-2025 realizadas por la Upme, se evidencia que esta cuenca de
La Guajira resurge con el 35,7% de las reservas probables del país, lo que le
da un nuevo aire al departamento como despensa energética de Colombia, con un
potencial de 1,5 TPC ( ANH, Medellín,
2015).
implementada a
través de los contrato firmados antes del 2008 y los acuerdos de exploración y explotación que se
llevaron a cabo través del marco estratégico de las Rondas Colombia.
En esta nueva
oportunidad, el departamento de La Guajira, pasará de la Asociación Ecopetrol – Chevron, a tener
una multiplicidad de empresas del sector, que se distribuyen por bloques y que tienen altas potencialidades productivas. Es decir,
los campos de Chuchupa, Riohacha y Ballenas ya no son los únicos.
Con los contratos
firmados en las Rondas Colombia 2010, 2012 y 2014 se vienen generando altas
expectativas por la producción de hidrocarburos en La Guajira, que entran en
fase de prospección y explotación. Entre ellas se encuentran: Ecopetrol con el pozo
Molusco (Bloque RC9), Repsol con el pozo Siluro, localizado en el bloque RC-11 a
una profundidad de 2.090 metros. Igualmente, Shell centra sus expectativas en
las exploraciones de los pozos Gua Off 3
y Col 3. Los hallazgos (Orca-1, 40 kilómetros de las costas de La Guajira),
confirman y validan todos los modelos sobre el gran potencial e importancia de
la cuenca de La Guajira en el futuro energético de Colombia.
Para aprovechar los
beneficios de la nueva era de los hidrocarburos “offshore” el departamento debe
iniciar por desarrollar un estudio del llamado “diamante de Porter”, en donde
se evalúen los factores claves para la
conformación de un clúster de apoyo a
esa industria.
Porter define
«clúster» como concentraciones de empresas e instituciones interconectadas y
que ganan experiencia productiva en un campo particular para la competencia. Se
ha logrado determinar una diversidad de
clústeres en industrias como la automotriz, tecnologías de la información,
turismo, servicios de negocios, minería, petróleo y gas, productos agrícolas,
transporte, productos manufactureros y logística, entre otros.
Para tener una ruta
de abordaje en la construcción y consolidación de un clúster logístico al
sector de los hidrocarburos, se tiene que analizar el estado de la economía
regional y dentro de ella, evaluar los siguientes factores:
Condiciones de los
factores. La situación de la infraestructura vial, férrea, aérea y fluvial, modernización de
aeropuertos y puertos.
Condiciones de la
demanda. Es importante saber las condiciones de la demanda, su tamaño, articulación a las ciudades y grado
de comercialización de productos y servicios.
Sectores conexos y
auxiliares. Los sectores conexos son fundamentales para el desarrollo de
ventajas competitivas, porque facilita el desarrollo de nuevos productos,
optimizar costos, y a crear clúster competitivos hacia procesos más complejos,
como es el procesamiento del gas o de petróleo.
Estrategia,
estructura y rivalidad de las empresas. Este determinante se enfoca en la
dirección de las empresas y la rivalidad entre ellas con el fin fomentar el
emprendimiento y la innovación, como herramientas para alcanzar un alto grado
de competitividad.
Es importante
definir la participación del empresariado regional en la cadena de valor
(operación de yacimiento, perforación, actividades de sísmica, servicio a
plataforma, operaciones, actividades de desmantelamientos) o en la cadena de
suministros (operadores, contratistas, integradores,
proveedores, de bienes y servicios, investigación y desarrollo).
Este es un estudio
que puede ser financiado por Ecopetrol.
Otra alternativa es mediante el
desarrollo de un acuerdo cargable a la inversión social voluntaria
que deben hacer las empresas hasta el
1% del valor total de las inversiones (aplicación del Acuerdo No. 05 de
2011) a
realizar en la fase de
exploración y explotación.
