Las reservas de gas natural cayeron en un 2,9%,y en consecuencia, la vida útil se redujo en 1,9 años
ALFONSO LÓPEZ SUÁREZ
El debate tiene tensionada la cuerda en el sector de gas natural y está relacionado con el origen de los remanentes para atender la demanda en el país.
De un lado están las voces que defienden las importaciones del energético y ven con buenos ojos el montaje de una planta regasificadora en Buenaventura. Incluso van más allá, y no les sería del todo indiferente iniciativas similares en el Golfo de Morrosquillo y la Guajira.
Y en la otra acera se encuentran aquellos sectores de la industria que desaprueban la idea de una regasificadora y salen en defensa de la producción nacional. Afirman que además de pagar derechos económicos, en el subsuelo del país yacen importantes reservas del energético.
Y precisamente son los remanentes el punto de partida de los debates. Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en su informe de reservas del 2018, las de gas natural cayeron en un 2,9%, al pasar de 3.896 a 3.782 giga pies cúbicos (Gpc). En consecuencia, la vida útil se redujo en 1,9 años, al descender de 11,7 a 9,8 años.
“Por cada giga pie cúbico producido solo estamos incorporando 0,7 a nuestras reservas probadas. Las proyecciones muestran que si no encontramos nuevas fuentes en 2021-2023 podríamos necesitar gas importado para suplir la demanda de gas domiciliario en algunas zonas del país, a un precio de más del doble del costo interno”, afirmó en su momento la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez.
Para los analistas es una discusión que se presenta por esta época todos los años, y aunque se ha reducido la vida útil de las reservas, siempre aparecen en el camino pequeñas producciones que ayudan a mantener el promedio de los remanentes.
“Desde el año 2007 se presenta la discusión de que las reservas de gas no alcanzarán más allá de diez años, y lo que realmente ha sucedido es que siempre aparece oferta, y el mercado es atendido bien sea con producción nacional o con importaciones, este último para el funcionamiento de las plantas térmicas”, señaló Andrés Pesca, vicepresidente de Mercados Energéticos de la Bolsa Mercantil.
Una vez se conoció el borrador del Plan de Abastecimiento de Gas de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), que traía incluido el montaje de la planta regasificadora de Buenaventura, los transportadores salieron en su defensa.
Un caso puntual es el del presidente de Transportadora de Gas Internacional (TGI), Mauricio Vera, quien al conocer el plan celebró la noticia de disponer de la futura regasificadora.
“Es importante que se materialicen acciones inmediatas, entre otras, la publicación de los términos del proceso para la selección de los inversionistas en el proyecto de importación de gas en el Pacífico colombiano, dado que el tiempo nos apremia”, dijo Vera.
Por su parte, los productores de gas en el país, como la multinacional canadiense Canacol, afirman que el país no necesita la regasificadora en el 2024, ya que con las reservas actuales se garantizan 10 años más del combustible.
“Colombia tiene un potencial exploratorio significativo que le permite en firme el autoabastecimiento por varias décadas. El país debe desarrollar sus recursos antes de promover y priorizar la importación de gas”, señaló Jorge Linero, presidente de gas de Canacol Energy.
El vocero precisó que 400 millones de pies cúbicos de producción nacional al día (mpcd) de gas le aportan al país US$278 millones en regalías e impuestos y, además, genera más de 3500 empleos.Y reiteró que el gas importado cuesta el doble del nacional (US$4-US$5 vs US$8 / MBTU)
En el debate tercia el Gobierno Nacional y deja en claro que la prioridad es la producción local de gas natural, y que el proyecto de una planta regasificadora en Buenaventura, como lo establece el Plan de Abastecimiento, servirá como fórmula de respaldo.
“Los cinco contratos para producción offshore, las dos rondas petroleras y los primeros pasos para el desarrollo de los no convencionales tienen como meta incentivar la producción local de gas natural”, explicó Ricardo Ramírez, director de la Upme.
Sin embargo, el funcionario señaló que el panorama en la oferta a partir del 2024 no es clara, ya que no se tiene certeza de la entrada en producción de los nuevos campos a nivel nacional, por lo que el “país necesitaría un respaldo para una ventana de tiempo”, mientras la oferta local sea efectiva, y la garantía vendría de la planta regasificadora de Buenaventura.
En el mismo sentido, Orlando Cabrales Segovia, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), afirmó que se debe aprovechar el gas natural nacional, teniendo en cuenta el gran potencial que tiene el país en yacimientos no convencionales, convencionales y offshore.
“Naturgas no está en contra de un proyecto de regasificación, vemos una nueva planta como un respaldo al sistema energético cuya viabilidad dependerá de los estudios técnicos y de su eficiencia económica”, dijo.
En materia de oferta de gas natural, el país puede dormir tranquilo ya que esta supera, aunque de manera leve, a la creciente demanda del combustible en el territorio nacional. La razón, registros de la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC), como Gestor del Mercado de Gas Natural revelan que, mientras se ofrecen desde diversas fuentes en promedio diario de 1.046 GBTUD (por su sigla en inglés de la unidad calórica) del energético, en el país se consumen en promedio diario de 990 GBTUD del mismo.
Así, la diferencia con la que al Gobierno le permite estar por el momento tranquilo, a pesar que las reservas de este combustible están trazadas para 9,8 años, está en promedio diario de 56 GBTUD.
Para Andrés Pesca Ayala, vicepresidente de Mercados Energéticos de la BMC, la razón está en los campos del Valle Inferior del Magdalena los cuales registraron, a septiembre de 2019 una participación del 12% respecto a la producción total de gas natural, constituyéndose como la tercera fuente más importante de producción del energético luego de los campos del piedemonte llanero (Cusiana y Cupiagua) y los de la Guajira (Ballena y Chuchupa) que en conjunto agregan el 65% de la producción promedio en el año en curso.
“Esta diversificación obedece a la sostenida declinación de los citados campos de La Guajira, la disminución de la oferta del campo La Creciente, la entrada en producción comercial de varios campos operados por nuevos jugadores del mercado y la entrada de operación de la planta de regasificación de Cartagena”, dijo.
Según los registros de la BMC, el país depende en buena medida del gas natura que producen Cusiana y Cupiagua, ya que en suma estos campos entregan 487 GBTUD, que representa el 47% de la oferta.
Le sigue en la lista el campo Ballena que, aunque está en su fase de declinación, aún le entrega a los colombianos 135 GBTUD, que es el 13% de la participación en el mercado.
En los citados listados, llama la atención que el gas natural que se produce en el campo Jobo (Córdoba), le entrega al país 188 GBTD, que representa el 18% de la oferta.
Pero más allá de los registros sobre la oferta actual del gas natural, vale la pena resaltar la participación en el mercado de este combustible ya que en los últimos cinco años registró una marcada variación.
Mientras que Cusiana y Cupiagua en el 2015 ofrecían el 46% del energético, y la Guajira hacía lo propio con el 40%, en un promedio diario de consumo nacional para ese momento de 982 GBTU, hoy la realidad es que los volúmenes que dejó de entregar los campos de Chuchupa y Ballena (27%) los están supliendo las importaciones por la planta regasificadora de Cartagena (2%), así como Jobo, La Creciente, Gibraltar y otros campos menores.
“Para continuar avanzando en la Transformación Energética, es fundamental asegurar nuevas fuentes de gas natural, combustible clave en la transición hacia fuentes más limpias y responsables con el medio ambiente”, afirmó la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez.
La funcionaria recalcó que a pesar de la reactivación petrolera, la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) estima que a 2024 habría un déficit de gas natural en el país, lo cual llevaría al desarrollo de nuevas obras de infraestructura para importación y transporte, en ese compas de espera mientras despega la producción nacional del combustible.
Según los registros de la BMC, de los 990 GBTUD que se consume en el país de gas natural, el 35% se lo lleva el sector industrial con 345 GBTUD, así como la generación eléctricas desde las plantas térmicas con un 21 % (204 GBTD).
Pero llama la atención, que las dos refinerías del país: Cartagena y Barrancabermeja consumen el 18% (181 GBTUD) del gas natural que se ofrece, a la que se suma la Termoeléctrica de Barranquilla (Tebsa), que demanda en promedio por jornada 110 GBTUD (11%).
“Se debe resaltar la importancia del gas natural para el abastecimiento de plantas térmicas de generación eléctrica, que en el último año han tenido un consumo promedio de este combustible cercano a los 200 GBTUD, lo que equivale a más del 20% de la demanda nacional, donde además se resalta el papel del Gas Natural Importado”, explicó Alejandro Castañeda, presidente ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg).
El dirigente gremial hizo énfasis en la importancia de asegurar el abastecimiento de gas natural para la totalidad de la demanda nacional a mediano y largo plazo, dado el déficit que se presenta en el año 2024 a partir de los escenarios que planteó la Upme.
Otros registros de la BMC, resaltan que el consumo residencial es del 17% (169 GBTUD), el destinado al gas natural vehicular (GNV) con el 5% (54 GBTUD) y el comercial con el 4% (37 GBTUD).
“La demanda de gas natural ha aumentado ya que cada vez más colombianos, empresas y municipios le están apostando a usar un combustible más limpio y competitivo”, recalcó Orlando Cabrales Segovia, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas).
La cabeza del citado sector indicó además, que en la actualidad, “son 9.5 millones de usuarios en el territorio nacional que se benefician con el consumo del gas natural; más de 1.500 buses, tractocamiones y vehículos pesados dedicados exclusivamente a este combustible. Y el número de vehículos particulares y taxis que se convierten al citado energético, sigue aumentando”.
En materia de gas, las reservas probadas del país cayeron en un 2,9%, al pasar de 3.896 a 3.782 giga pies cúbicos (Gpc) en 2018. En consecuencia, la vida útil de las reservas probadas del país se redujo en 1,9 años, al pasar de 11,7 a 9,8 años en 2018.
“El gas natural es un combustible fundamental para el país. Sin embargo, por cada giga pie cúbico producido solo estamos incorporando 0,7 a nuestras reservas probadas. Las proyecciones muestran que si no encontramos nuevas fuentes en 2021-2023 podríamos necesitar gas importado para suplir la demanda de gas domiciliario en algunas zonas del país, a un precio de más del doble del costo interno”, dijo la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez.
Semana
Las reservas de gas y petróleo se agotan y crece el riesgo de desabastecimiento. El país debe encontrar más yacimientos, construir plantas regasificadoras y hacer fracking. De lo contrario, entraría en una crisis energética y económica.
Colombia volvió a encender las alarmas sobre el abastecimiento futuro del gas natural. En efecto, la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) informó que, si la demanda sigue al ritmo actual, el país enfrentará en 2024 un déficit que obligaría a incrementar, de forma sustancial, sus importaciones.
Ese escenario resulta muy complejo porque afectaría a los hogares, la movilidad pública y privada, la industria y las térmicas que dependen de ese combustible. Cálculos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) indican que en la última década las reservas probadas de gas pasaron de 13,5 años a 9,8 años. Esto ocurre porque varios campos ubicados en la costa norte y en los Llanos ya están en la etapa de declinación productiva.
En el sector industrial y el domiciliario, el país no prevé crecimientos significativos en la demanda futura, por lo menos en el corto plazo. Pero nuevos actores que se abastecen de gas están cambiando la ecuación del consumo.
Por un lado, los buses de los sistemas de transporte masivo impulsados con gas, principalmente, en Bogotá. Por el otro, las plantas térmicas a gas, que en el futuro respaldarán las energías renovables no convencionales eólicas y solares, pasarán de generar menos de 50 megavatios en 2018 a 2.500 megavatios en 2022. Eso tras la subasta que realizó el Ministerio de Minas el año pasado.
El gas también es un actor clave para la transición energética, pues les dará confiabilidad a las energías renovables, cuya naturaleza variable depende en buena medida de las condiciones metereológicas de sol y vientos.
El desafío más importante para el gobierno es sacar adelante la explotación de los yacimientos no convencionales.
Además de actuar como respaldo, el gas sustituirá, en principio, a otros combustibles que provocan altas emisiones como la gasolina, el ACPM y el carbón. Según el Plan Energético Nacional desarrollado por la Upme, en 2050 la demanda de electricidad generada en su mayoría por gas y energías renovables superará la de combustibles líquidos.
Hoy el país consume el 48 por ciento de combustibles líquidos, mientras que el gas natural y la energía eléctrica representan un 30 por ciento. Se espera que esta relación se invierta en las próximas tres décadas, lo que significará que la demanda de gas y energía eléctrica pasará a 46 por ciento. Para lograr este cambio en la matriz energética, el Ejecutivo debe adoptar medidas que garanticen desde ya el abastecimiento de gas.
Para enfrentar estos escenarios, la ministra de Minas, María Fernanda Suárez, explica que el Gobierno ya tiene una hoja de ruta para evitar un eventual desabastecimiento y garantizar la transición. Y, por eso, existe el reto de buscar nuevas fuentes de gas en yacimientos convencionales.
El año pasado, la ANH hizo un esfuerzo importante para reactivar el sector con el proceso de asignación de áreas y la firma de contratos offshore (costa afuera). Sin embargo, resulta insuficiente, pues Colombia cuenta con aproximadamente 3 terapies cúbicos de gas, muy lejos de países como Venezuela, con cerca de 500, o Argentina, que llega a 15.
En este punto, el desarrollo de los yacimientos no convencionales –o fracking– se convierte en la gran alternativa para el país. No solo permitiría aumentar las reservas de gas y de petróleo, sino que, de paso, sería una fuente importante de ingresos.
El Ministerio de Minas estima que un eventual desarrollo de fracking aumentaría las reservas de gas natural y de crudo, que podrían pasar de 9,8 años a 35 o 50 años, y de 8 a 22 años, respectivamente.
También sería una gran opción de ingresos para el erario. El MinMinas considera que el PIB podría aumentar 10 por ciento, la inversión extranjera directa un 40 por ciento y surgirían 68.000 puestos de trabajo.
"El Ministerio de Minas estima que un eventual desarrollo de fracking aumentaría las reservas de gas natural y de crudo, que podrían pasar de 9,8 años a 35 o 50 años, y de 8 a 22 años, respectivamente".
A pesar de la impopularidad de esta técnica, sobre todo entre los ambientalistas, el ministerio les apuesta a los no convencionales. Los interesados esperan en unas semanas conocer el decreto con los lineamientos para adelantar actividades de exploración de los Proyectos Piloto Integrales de Investigación (PPII): estos forman parte de las recomendaciones de la comisión interdisciplinaria de expertos y fueron autorizados por el Consejo de Estado.
Cabe recordar que el Consejo de Estado mantiene suspendido el fracking en el país por el principio de precaución, pero sí autorizó desarrollar los PPII, en tres etapas: condiciones previas, exploración y monitoreo, y evaluación.
La ministra Suárez está haciendo todo lo posible para acelerar el proceso. Pero aún hay mucho trecho entre la exploración y la explotación, y no es claro si el país podrá implementar el fracking hasta que este tribunal tome una decisión al respecto. Por el momento hay más dudas que certezas.
El Gobierno tiene claro que el tiempo corre y no se puede dar el lujo de depender solo de un eventual desarrollo del fracking. Por eso, el ministerio ya tiene listo un plan de inversiones que garantizará a largo plazo el suministro de gas importado.
De acuerdo con la ministra, el plan contempla ocho grandes obras de regasificación y transporte que costarán cerca de 800 millones de dólares, recursos que deberán salir de las tarifas de gas y electricidad de los colombianos.
La construcción de la regasificadora del Pacífico, en Buenaventura, tendrá un costo aproximado de 327 millones de dólares. Representará el 10 por ciento del consumo del total nacional y asegurará el suministro del suroccidente del país.
El panorama es complejo. Aunque lo ideal sería tener un cambio en la matriz energética más limpia en el corto plazo, eso no es posible. El gas y el petróleo seguirán necesitándose y el año 2024 está a la vuelta de la esquina. La seguridad energética está en juego en el país; por eso, todas las opciones deberán estar sobre la mesa.
