ENTORNO NACIONALLa electricidad increm<strong>en</strong>tó su participación <strong><strong>de</strong>l</strong> 10.3% <strong>en</strong> 1985 a 15.4% <strong>en</strong> 2005. A nivel nacional elaum<strong>en</strong>to <strong>de</strong> la participación <strong>de</strong> la electricidad va ligado al crecimi<strong>en</strong>to económico y al <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> lasciuda<strong>de</strong>s y el campo, el cual permite que zonas que están alejadas <strong>de</strong> los gran<strong>de</strong>s c<strong>en</strong>tros <strong>de</strong> consumot<strong>en</strong>gan acceso a este servicio. En las Zonas No Interconectadas (ZNI) el porc<strong>en</strong>taje <strong>de</strong> participaciónti<strong>en</strong>e la t<strong>en</strong>d<strong>en</strong>cia a aum<strong>en</strong>tar <strong>de</strong>bido a los fondos que apoyan proyectos <strong>de</strong> electricidad y <strong>de</strong>sarrollo parazonas que no se <strong>en</strong>cu<strong>en</strong>tran conectadas al Sistema Interconectado Nacional.El crecimi<strong>en</strong>to <strong>en</strong> otros combustibles, los cuales incluy<strong>en</strong> no <strong>en</strong>ergéticos y carbón <strong>de</strong> leña, son reflejo <strong><strong>de</strong>l</strong>a diversificación <strong>de</strong> la canasta <strong>de</strong> consumo.2.3 Situación <strong><strong>de</strong>l</strong> gas natural <strong>en</strong> el “Upstream”La etapa <strong><strong>de</strong>l</strong> “upstream” como se sabe, compr<strong>en</strong><strong>de</strong> las activida<strong>de</strong>s o eslabones <strong>de</strong> exploración, produccióny transporte <strong>de</strong> gas natural hasta la cabecera <strong>de</strong> gasoducto troncal. Utilizando este esquema se <strong>de</strong>scribiráel comportami<strong>en</strong>to físico <strong>de</strong> estas activida<strong>de</strong>s.2.3.1 G<strong>en</strong>eralida<strong>de</strong>sEn <strong>Colombia</strong>, el pot<strong>en</strong>cial <strong>de</strong> hidrocarburos está localizado <strong>en</strong> 18 cu<strong>en</strong>cas sedim<strong>en</strong>tarias que cubr<strong>en</strong> lamayor parte <strong><strong>de</strong>l</strong> territorio nacional, alre<strong>de</strong>dor <strong>de</strong> 1,036,450 kms 2 . Con base <strong>en</strong> los niveles <strong>de</strong> las activida<strong>de</strong>s<strong>de</strong> exploración y producción, las cu<strong>en</strong>cas sedim<strong>en</strong>tarias colombianas pued<strong>en</strong> ser clasificadas d<strong>en</strong>tro <strong>de</strong>dos gran<strong>de</strong>s grupos: Cu<strong>en</strong>cas con producción y Cu<strong>en</strong>cas sin producción. En el primer grupo se <strong>en</strong>cu<strong>en</strong>tranlas cu<strong>en</strong>cas: Valle Superior, Medio e Inferior <strong><strong>de</strong>l</strong> Magdal<strong>en</strong>a, Llanos Ori<strong>en</strong>tales, Putumayo, Catatumbo yLa Guajira, con un muy bu<strong>en</strong> conocimi<strong>en</strong>to geológico, geofísico y técnico.D<strong>en</strong>tro <strong>de</strong> las cu<strong>en</strong>cas sin producción se <strong>en</strong>cu<strong>en</strong>tran: Caguán – Vaupés, Amazonas, Cesar – Ranchería,Cordillera Ori<strong>en</strong>tal, Cauca-Patía, Urabá, Chocó, Pacífico, Tumaco, Sinú–San Jacinto y Cayos y quecorrespond<strong>en</strong> a áreas con un m<strong>en</strong>or grado <strong>de</strong> información geológica y geofísica disponible, <strong>en</strong> las cualesno se han <strong>de</strong>scubierto hidrocarburos a nivel comercial.Los principales campos <strong>de</strong> explotación se <strong>en</strong>cu<strong>en</strong>tran <strong>en</strong> la región <strong>de</strong> los Llanos Ori<strong>en</strong>tales y <strong>en</strong> LaGuajira, adicionalm<strong>en</strong>te se <strong>en</strong>cu<strong>en</strong>tran otros campos <strong>en</strong> producción <strong>en</strong> las cu<strong>en</strong>cas <strong><strong>de</strong>l</strong> Valle Medio y ValleSuperior, así como <strong>en</strong> Catatumbo.De los 96 TPC <strong>de</strong> gas natural que correspond<strong>en</strong> a las reservas pot<strong>en</strong>ciales, el 56% (es <strong>de</strong>cir alre<strong>de</strong>dor<strong>de</strong> 54 TPC) están ubicados <strong>en</strong>tre las cu<strong>en</strong>cas <strong>de</strong> los Llanos Ori<strong>en</strong>tales, Valles Superior, Medio e Inferior<strong><strong>de</strong>l</strong> Magdal<strong>en</strong>a, <strong><strong>de</strong>l</strong> Putumayo y La Guajira. Los 42 TPC restantes <strong>de</strong> gas natural se distribuy<strong>en</strong> <strong>en</strong> lascu<strong>en</strong>cas que no se <strong>en</strong>cu<strong>en</strong>tran actualm<strong>en</strong>te <strong>en</strong> producción.2.3.2 ExploraciónComo parte fundam<strong>en</strong>tal <strong><strong>de</strong>l</strong> cambio obrado <strong>en</strong> la política petrolera, el Gobierno Nacional a través <strong>de</strong> laAg<strong>en</strong>cia Nacional <strong>de</strong> Hidrocarburos <strong>de</strong>finió el nuevo marco contractual para estimular la inversión <strong>en</strong> elsector <strong>de</strong> hidrocarburos, cuyo principal elem<strong>en</strong>to es la reducción <strong>de</strong> la participación estatal <strong>de</strong> un 70%hasta un 50%, con lo cual se mejorará la r<strong>en</strong>tabilidad <strong>de</strong> las empresas. Con este nuevo esquema y losaltos precios <strong><strong>de</strong>l</strong> petróleo, la actividad exploratoria ha repuntado adquiri<strong>en</strong>do el mismo dinamismo mostrado<strong>en</strong> los primeros años <strong>de</strong> la década <strong>de</strong> los nov<strong>en</strong>ta.41
LA CADENA DEL GAS NATURAL EN COLOMBIAEs <strong>de</strong> anotar que <strong>en</strong> la actividad exploratoria <strong>de</strong> hidrocarburos no hay difer<strong>en</strong>cia <strong>en</strong>tre la búsqueda <strong>de</strong> gasy petróleo, por cuanto las operaciones son las mismas y tan sólo la perforación <strong>de</strong> los pozos confirma quétipo <strong>de</strong> hidrocarburo es <strong>en</strong>contrado. En este s<strong>en</strong>tido, así como se pue<strong>de</strong> <strong>en</strong>contrar petróleo, tambiénpue<strong>de</strong> tratarse <strong>de</strong> gas natural y los contratos que se suscriban <strong>en</strong> términos g<strong>en</strong>erales son para la búsqueda<strong>de</strong> hidrocarburos. En la gráfica 20 se pres<strong>en</strong>ta una evolución <strong>de</strong> la suscripción <strong>de</strong> contratos bajo el nuevomarco contractual.Gráfica 20EVOLUCIÓN DE CONTRATOS FIRMADOSFu<strong>en</strong>te: ANH.Sin embargo, estudios geológicos permit<strong>en</strong> estimar con reducida probabilidad el tipo <strong>de</strong> hidrocarburoque pudiera <strong>en</strong>contrase. Con esta premisa, <strong>en</strong> el 2004 se firmaron los contratos Tayrona (<strong>en</strong> la costacaribe), Esperanza (valle inferior <strong><strong>de</strong>l</strong> Magdal<strong>en</strong>a) y La Creci<strong>en</strong>te (valle inferior <strong><strong>de</strong>l</strong> Magdal<strong>en</strong>a), para labúsqueda y maximización <strong>de</strong> reservas <strong>de</strong> gas natural.Durante el 2005 se firmaron 31 contratos <strong>de</strong> exploración con un área <strong>de</strong> 2,826,000 hectáreas distribuidasprincipalm<strong>en</strong>te <strong>en</strong> las cu<strong>en</strong>cas <strong>de</strong> los Llanos (incluido Caguán), Valle Superior (VSM) y Medio (VMM) <strong><strong>de</strong>l</strong>Magdal<strong>en</strong>a, Catatumbo y Putumayo. Igualm<strong>en</strong>te, se suscribieron 28 contratos <strong>de</strong> evaluación técnica <strong>en</strong>su mayoría ubicados sobre la cu<strong>en</strong>ca <strong>de</strong> los Llanos. Hasta agosto <strong>de</strong> 2006 se firmaron 25 contratos <strong>de</strong>exploración y producción y 12 <strong>de</strong> evaluación técnica, superando la meta establecida por el GobiernoNacional para 2006.Con los resultados logrados <strong>en</strong> lo concerni<strong>en</strong>te a contratación, se espera que <strong>en</strong> el mediano plazo seincorpor<strong>en</strong> nuevas reservas <strong>de</strong> hidrocarburos a las actualm<strong>en</strong>te disponibles, así como <strong>en</strong>contrar reservasadicionales <strong>de</strong> gas asociado al programa <strong>de</strong> exploración <strong>de</strong> petróleo.42