Autor: Martín Rosas

El pasado 28 de enero, la Misión de la Transformación Energética entregó para comentarios los white papers de su trabajo. Aquí un resumen sobre el rol del gas natural en esa transformación.

29 de enero de 2020.   Los retos del gas natural en la Transformación Energética consisten principalmente en dos objetivos: asegurar la oferta del energético en un horizonte móvil de diez años y reconquistar la demanda potencial del parque térmico, así como atraer nueva demanda del sector industrial.

Así lo aseguró Carmenza Chahín Álvarez, una de los 20 expertos que conformaron la Misión de Transformación Energética, que dejará trazado el mapa de ruta que debe transitar el país hacia la energía del futuro.

Si bien el tema del gas natural estaba incluido por ser el complemento de la energía eléctrica, finalmente este segundo foco se convirtió en una misión especializada, que tocó todos los eslabones de la cadena de suministro, la institucionalidad y la regulación.

Los expertos que trabajaron el tema del gas natural fueron, además de Chahín, David Madero, Ana María Ferreira y Miguel Vásquez.

Asegurar la oferta

Dentro de ese grupo de consultores hubo consenso en que el principal problema que enfrenta el sector del gas natural en el país es el de abastecimiento. Chahín aseguró que en la última década el crecimiento de la demanda prácticamente se ha estancado. “Tenemos proyecciones de crecimiento de menos del uno por ciento anual, que es bastante mediocre, si lo comparamos con la dinámica del sector en décadas anteriores”, dijo la experta.

Y agregó que el problema se basa en que no hay una oferta de mediano plazo garantizada, y si no se resuelve este nudo gordiano es muy difícil desarrollar negocios, pues nadie va a tomar este energético en serio si no cuenta con el suministro garantizado para realizar proyectos de inversión, que tienen tiempos de recuperación de inversión de tres a cuatro años. Entonces, si se quiere mejorar el sector, lo primero es garantizar oferta suficiente.

Lo que plantea la Misión es que todo el tiempo el país pueda contar con una oferta de gas natural plena, con horizontes móviles de diez años, no como ahora, que el sector está sometido a expectativas de insuficiencia de gas en tres o cuatro años.

Para lograr esa oferta de gas en firme se contará con dos fuentes: la oferta de gas doméstico y contar con capacidad suficiente de regasificación para el gas importado. “Es decir, en todo  momento, entre la producción declarada para venta en firme y la capacidad de regasificación vamos a garantizar que todos puedan desarrollar proyectos para el corto, mediano y largo plazo”, señaló Chahín.

La experta dijo que están viendo un déficit de gas para finales de 2023 o comienzos de 2024, por lo que plantean la necesidad de construir dos nuevas plantas de regasificación, una prioritaria en la costa Pacífica y otra en La Guajira.

Recalcó que la de La Guajira es fundamental para no dejar ese nodo sin inyección de gas, pues de no hacerlo se dejarían desconectados los dos sistemas de distribución de gas del país, el de la costa  Caribe y el interior, aunque aclaró que este proyecto puede tener un compás de espera si se desarrollan los yacimientos no convencionales o se llegase a tener un hallazgo importante en el corto plazo.

Segundo objetivo: dinamizar el sector térmico

El segundo gran objetivo planteado para el sector del gas natural es reincorporar como grandes consumidores a todas las termoeléctricas con tecnología a gas, pues entre 2006 a la fecha se han destruido 700 GBTU diarios de oferta de gas debido al retiro de algunas térmicas del gas como combustible principal y que ahora operan con líquidos.

“No podemos estar incentivando energías renovables no convencionales y al mismo tiempo estar consumiendo líquidos en el sector termoeléctrico”, aseguró Chahín.

Si se logra reincorporar la demanda de las térmicas se estaría prácticamente duplicando la demanda de gas en el país, pues se pararía de 750 GBTU diarios a 1.450 GBTU diarios, lo que haría al sector mucho más atractivo para los productores y comercializadores de gas.

Con este esquema propuesto, la Misión considera que se estaría despejando la principal variable que ha entrabado la evolución del sector del gas natural en el país.

La experta consultora hizo un llamado a la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en el sentido que “hay un problema en como la entidad proyecta la demanda del sector termoeléctrico, que la proyecta con base en el despacho esperado y probable de las plantas, pero realmente la demanda del sector térmico tiene que ser calculada cuando operan a capacidad efectiva neta; esto evitaría que cada vez que hay problemas en el sector eléctrico, que se requiere gas, no se tendría que racionar al sector industrial y a otros sectores de consumo para evitar racionamientos eléctricos.”

Desregular la comercialización

La experta consultora aseguró que en la actualidad comprar y vender gas natural en el país se ha vuelto muy difícil, por la cantidad de reglas y requisitos que se deben cumplir. Pero en el evento que se  lleguen a tener varias plantas de regasificación se tendrían muchos oferentes de gas, local e importado. En ese caso la Misión propone la desregulación de los procesos de comercialización de gas; es decir, que sea un acuerdo entre las partes la forma como se negocie el energético.

De manera particular, la Misión recomienda a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) que defina el tipo de contratos que se puedan hacer y que elimine ciertas restricciones o imposiciones que tienen los actuales contratos, especialmente los take or pay.

Plan de expansión del sistema de transporte

En cuanto al sistema de transporte, la Misión propone que se tenga un plan de expansión centralizado, donde la entidad a cargo (la UPME) garantizaría que se contará con un sistema de transporte con una infraestructura suficiente para los siguientes diez años, acorde con el cronograma de suministro.

Para la  Misión, habría dos tipos de proyectos: unos estratégicos, que serían básicamente la extensión de redes y troncales, y unos indicativos, que los llamados a realizarlos serían los actuales incumbentes.

Lo que se propone es que los proyectos estratégicos se sometan a convocatoria pública, mientras que con los indicativos la CREG entraría a reglar los procedimientos para la contratación de las obras respectivas. Es decir, que no se regule el costo de las obras sino el proceso de cómo se contrata la obra.

Adicionalmente, la misión agrega un capítulo donde desarrolla el tema de infraestructura de confiabilidad. Consiste básicamente en loops y troncales enmallados del Sistema Nacional de Transporta (SNT) y de eventual capacidad de almacenamiento.

Con lo propuesto se lograría un SNT confiable, para lo cual la Misión identificó dos proyectos urgentes: el gasoducto que conectaría el Pacífico con el SNT y el gasoducto Jobo – Medellín, que permitiría un primer enmallado de la costa y el interior.

Operación del mercado

“Si estamos hablando de este tipo de decisiones en materia de abastecimiento, transporte y confiabilidad, estamos viendo que es necesario crear un gestor técnico del sistema de transporte y almacenamiento, que estaría en principio conformado por los transportadores que realizan operaciones en el SNT”, dijo Chahín.

Los objetivos de este gestor (diferente al actual) serían permitir el libre acceso e indiscriminado y poner disciplina operativa entre comercializadores y usuarios finales, y facilitar un balance operativo que permita que no se ponga en riesgo la prestación del servicio en el SNT.

La  Misión también propone la construcción de un centro virtual de transacciones, un hub donde los productores comercializadores o los importadores decidirían si ofrecen el suministro en el punto de inyección al SNT o en el hub virtual, creando así un mercado de gas con precios mucho más transparentes.

Sobre la remuneración del servicio de transporte, la Misión propone pasar de un esquema de contrac carriage a uno de common carriage. También llamó la atención que en transporte de gas no se está vendiendo un gasoducto sino se está prestando un servicio. Por tanto, lo que se propone, una vez cumplido el periodo de recuperación de la inversión, es que se reconozca una remuneración sobre el activo valorado a costos de reposición, es decir, la rentabilidad dado que ya se amortizó el activo.

Sobre la metodología tarifaria, la experta anotó que en este momento en Colombia se maneja un modelo por distancia, como el que tienen los Estados Unidos, pero que no es aplicable en el país.

“No estamos de acuerdo con la estampilla, porque tiene unos problemas de subsidios cruzados y es ineficiente desde el punto de vista económico; entonces lo que proponemos es movernos hacia el esquema europeo, que es un esquema de cargos Entry/Exit, donde productores comercializadores e importadores pagan capacidad de inyección, y los remitentes pagan capacidad de extracción.

«Lo que se arma es una especie de matriz donde se asume que son posibles todas las transacciones, donde desde todos los puntos de inyección es posible abastecer todos los puntos de consumo, y lo que se hace es la optimización de la función resultante y ahí salen los cargos Entry/Exit, que permitiría que los productores no discriminen precio, ellos pagarían lo mismo por inyectar el gas, y no como ahora que dependiendo de la obligación del remitente el precio del gas es diferente; lo mismo para el remintente, que no le importaría cuál es la fuente de suministro que tiene”, señaló Chahín.

Así se eliminarían las 6 horas para nominar gas cuando se requiere, todos tomarían el gas que requieren y el gestor técnico propuesto le pediría a los productores que inyecten; finalmente, el gestor hace una liquidación de transacciones. Eso permitiría además empezar a manejar otro tipo de transacciones en el SNT y almacenamiento.

Desregular la distribución

En materia de distribución, la Misión propone la desregulación. Sería un sector sometido a libertad vigilada, donde los agentes distribuidores fijarían un costo medio que pueda tener trazabilidad para los entes de control.

Además propone que se otorgue la flexibilidad suficiente para que estas empresas se puedan expandir en el sector industrial, incentivando el desarrollo de la cogeneración y los distritos térmicos, por ejemplo.

En la parte de comercialización minorista, la Misión también propone la desregulación por etapas, primero los sectores industrial, comercial y residencial por estratos descendentes, y le pide al Ministerio de Energía que diseñe un programa de instalación de medidores inteligentes, pues el mundo se está moviendo hacia empresas multiservicio, para que se permita que un mismo agente preste los servicios eléctrico, de gas, de comunicación y de refrigeración.

Finalmente, Carmenza Chahín señaló que hacer reformas en este sector es muy difícil, pues lo que se hace es transferencia de rentas. “La renta es finita, algunos ganarán, otros perderán un poco, pero a todos se les abrirían posibilidades atractivas”, concluyó la experta consultora.

La UPME presentó para comentarios a medidos de enero el Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Frente a la caída en las reservas, en cinco años se presentaría un déficit de oferta.

23 de enero de 2020.   De acuerdo con los estudios técnicos realizados por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), de no incorporarse nuevas producciones de gas natural, a comienzos de 2024 se presentaría un déficit del energético.

Según, el organismo de planeación esa sería la fecha máxima para que el país cuente con un nuevo punto de suministro de gas natural importado, esta vez sobre la costa Pacífica, señala el Plan de Abastecimiento de Gas Natural.

Esta situación se presenta en medio de una caída sostenida de las reservas del hidrocarburo desde 2012. Efectivamente, en ese año las reservas de gas eran de 5,7 terapiés cúbicos (TPC), con una relación reservas producción (R/P) de 13,4 años. Al cierre de 2018 las reservas habían caído a solo 3,7 Tpc y una R/P de 9,8 años.

No obstante, la entidad señala que, a diferencia de años anteriores, “en el análisis se han incorporado hechos nuevos del mercado lo que genera un panorama más optimista frente a lo considerado en versiones anteriores y tienen implicaciones de interés en las obras que finalmente se recomiendan en el estudio técnico.”

Efectivamente, gracias a la mayor producción de campos menores especialmente en el Valle Inferior del Magdalena, a la posibilidad de realizar los proyectos piloto de fracking en yacimientos no convencionales, la incorporación de gas metano asociado a los mantos de carbón y la adjudicación en 2019 de nuevos bloques por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, se esperaría que en el mediano y largo plazo se puedan incorporar nuevas reservas, que retrasen la pérdida de autosuficiencia.

Obras prioritarias

El Estudio Técnico de la Unidad ratifica, además, que las obras adoptadas mediante la Resolución 40006 de 2018 deben ejecutarse con el fin de asegurar el abastecimiento y garantizar la confiabilidad del sector de gas natural en el mediano plazo en el país. Las obras que se ratifican en el estudio son:

1. La infraestructura de importación de gas del Pacífico y todas las obras necesarias para transportar dicho gas al suroccidente y resto del país;
2. La infraestructura necesaria para asegurar el transporte de gas proveniente de los nuevos hallazgos del Valle Inferior del Magdalena y de la planta de regasificación de la costa Atlántica, como lo es la bidireccionalidad del gasoducto de Promigas en el tramo Barranquilla – Ballena;
3. La infraestructura necesaria para la bidireccional del gasoducto de TGI en el tramo Barrancabermeja – Ballena;
4. Los refuerzos de transporte entre Mariquita y Gualanday, necesarios para asegurar el abastecimiento de gas natural a la región del Tolima Grande; y
5. Los refuerzos necesarios para asegurar el transporte de gas a la región aguas abajo del ramal Jamundí (Valle del Cauca).

Expectativas de oferta en el corto y mediano plazo

Por otra parte, la UPME identificó aquellas corrientes de gas natural que tienen posibilidad de ser inyectadas al Sistema Nacional de Transporte y que no han sido declaradas al Ministerio de Minas y Energía. A continuación se reseña los resultados de ese trabajo entre los productores y la Unidad:

Canacol Energy: Puede disponer en promedio de 100 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) adicionales a los declarados en 2019 a partir de diciembre 2022. Se necesitaría una capacidad de transporte adicional, con dos alternativas: i) un refuerzo al gasoducto existente desde Jobo a Barranquilla, y ii) la construcción del gasoducto Jobo – Medellín.

Lewis: Este operador puede entregar hasta 25 MPCD a partir de diciembre de 2019. Igualmente, el operador espera producir 35 MPCD desde finales del 2020 y llegar hasta 50 MPCD desde finales del 2022.

Bloque VIM 22: El operador de este bloque podría tener disponibles hasta 30 MPCD a partir de enero de 2025, pero se necesitaría una infraestructura de por lo menos 100 km de longitud para entregar el gas al SNT.

Drummond: Puede disponer de cantidades de gas para venta a partir de enero de 2021 del orden de 25 MPCD y con posibilidad de incrementarse progresivamente.

Ecopetrol: La Compañía estima a partir de enero de 2024 puede tener una producción en promedio entre 70 y 80 MPCD, provenientes de recursos offshore en el campo Orca, cerca a La Guajira. Así mismo, la Empresa busca un socio estratégico para desarrollar los campos offshore Kronos, Gorgon y Glaucus (KGG), que en el largo plazo pueden llegar a aportar entre 400 y 700 MPCD.

Finalmente, el Estudio señala que “la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico en la Bahía de Buenaventura es la que presenta menor Costo de Arrepentimiento, respecto a la alternativa de no hacerlo y contar con recursos contingentes de gas natural.”

No obstante, sostiene que en el caso de una posible modificación de la fecha de puesta en operación de la Planta de Buenaventura, se pueden tener alternativas, como: i) Asegurar la entrada de las corrientes que se mencionaron; ii) Abastecer con transporte de GNL en cisternas el suroccidente colombiano, en caso que la Planta de Regasificación entre en operación con anterioridad al gasoducto Buenaventura – Yumbo; y iii) consumo de combustibles líquidos para respaldar Obligaciones de Energía Firme del parque térmico del interior del país.

También agrega que, con el fin de asegurar el abastecimiento y  aumentar la confiabilidad del sistema nacional de transporte, recomienda las bidireccionalidades y conexión de los tramos Barranquilla – Ballena y Barrancabermeja – Ballena, teniendo en cuenta que no se requieren mayores inversiones y presentan un mayor beneficio.

“Las obras de infraestructura propuestas permiten conformar un mercado nacional de gas natural que debe ser complementado con la institucionalidad respectiva y un régimen regulatorio que facilite estos intercambios”, concluye el documento.