Com a crise do gás na Colômbia, por que as empresas estão demorando tantos anos para concretizar suas descobertas?

Há um mês, a Ecopetrol anunciou a comercialização de um novo campo de petróleo chamado Lorito (Meta), o maior descoberto pela empresa na última década. No entanto, essa medida levou mais de sete anos para ser tomada.

Algo semelhante aconteceu no ano passado. Cinco anos após anunciar sua descoberta, a Hocol (subsidiária da Ecopetrol) anunciou que iniciaria o desenvolvimento do campo de Arrecife, localizado no departamento de Córdoba.

Enquanto outras descobertas de gás natural feitas no mar, como Kronos (2015), Purple Angel (2017) e Gorgon (2017), ainda estão em fase de avaliação, embora já tenham se passado até 10 anos.

Segundo Orlando Velandia, presidente da Agência Nacional de Hidrocarbonetos (ANH), as empresas estão levando um "tempo excessivo" desde o momento em que fazem uma descoberta até declarar seu potencial comercial.

Esta declaração de comercialidade é a etapa formal e oficial que uma empresa toma para anunciar à ANH e ao mercado que uma descoberta de gás natural ou petróleo é técnica e economicamente viável para exploração.

No entanto, esse atraso de anos é ainda mais preocupante agora que a Colômbia enfrenta uma grave crise devido à falta de gás natural, como evidenciado pelo fato de que a produção nacional continua a cair e atingiu níveis sem precedentes.

A produção vem caindo há quatro meses consecutivos, atingindo 793 milhões de pés cúbicos por dia (mcfd) em junho, uma queda de 18,5% em comparação ao ano anterior.

Essa falta de gás natural fez com que a Colômbia perdesse sua autossuficiência em dezembro de 2024 e tivesse que recorrer à importação para atender à demanda colombiana.

Diante dessa situação, o presidente da ANH indicou que seis campos específicos que ainda estão em fase de testes estão sendo monitorados porque "precisamos que eles avancem muito rapidamente para declarar sua comercialidade".

"Isso ajudaria a melhorar a situação do gás natural no país, porque as famílias só podem receber gás natural de campos que tenham declarado sua comercialização", enfatizou.

Um dos campos em teste é o Sinú-9, operado pela empresa canadense NG Energy, no município de Pueblo Nuevo, Córdoba. Devido a essa condição, ainda não é possível vender gás natural para atender à demanda essencial, ou seja, residências e pequenos comércios.

Isso ajudaria a melhorar a situação do gás natural no país.

Marianella Bernal, vice-presidente sênior de finanças e gerente nacional da NG Energy, afirmou que uma das questões mais críticas para tornar um campo viável é o desenvolvimento de toda a infraestrutura de superfície necessária para conectar os poços ao Sistema Nacional de Transporte.

No caso de Sinú-9, a empresa levou quase dois anos para construir um gasoduto de 25 quilômetros e conectá-lo ao sistema Promigás. Este campo produz atualmente 20 milhões de metros cúbicos por dia, mas a meta é estabilizá-lo em pelo menos 35 milhões de metros cúbicos por dia até o final do ano.

Mas, além da infraestrutura, Frank Pearl, presidente da Associação Colombiana de Petróleo e Gás (ACP), enfatizou que outros fatores contribuem para que a primeira produção comercial de gás natural ou petróleo de um campo leve entre seis e sete anos.

Esse atraso se deve, em grande parte, aos processos de licenciamento ambiental e consulta prévia necessários para o início da perfuração de poços de exploração. Esses procedimentos normalmente levam cerca de cinco anos.

Para projetos offshore, os prazos de entrega podem ser maiores devido às suas complexidades operacionais.

"Esses procedimentos se tornaram mais complexos devido ao aumento das exigências, especialmente em questões ambientais, bem como à deterioração das condições de segurança e à agitação social em algumas regiões. Para projetos offshore, os tempos de processamento podem ser maiores devido às suas complexidades operacionais", explicou.

Para iniciar a fase de produção, é necessário o processamento de mais uma licença ambiental pela ANLA, além de estudos como o Diagnóstico Ambiental de Alternativas, o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e outras licenças específicas.

Em termos contratuais, após uma descoberta, as empresas devem registrar um aviso de descoberta e conduzir um programa de avaliação que inclui testes de produção, bem como análises técnicas, econômicas e de mercado.

Após a conclusão desses testes, um relatório final com os resultados deve ser apresentado e, se o campo for viável, uma Declaração de Comercialidade deve ser submetida à ANH. Todo esse processo envolve testes técnicos rigorosos, investimentos de risco e, em alguns casos, perfuração adicional e desenvolvimento de instalações (infraestrutura).

Dada a quantidade de papelada e licenças necessárias, Orlando Velandia afirmou que ajustes são necessários para declarar rapidamente os campos como comerciais após o anúncio da descoberta.

Para o presidente da ACP, em termos de procedimentos ambientais e consulta prévia, é possível melhorar prazos e eficiência por meio de maior coordenação interinstitucional, diretrizes claras e estáveis para requisitos e suporte técnico oportuno.

Em relação aos processos contratuais, um trabalho regulatório poderia ser feito para garantir que as áreas designadas já tenham os procedimentos necessários em vigor , garantindo maior segurança no desenvolvimento da atividade.