Autor: Martín Rosas

ANDEG destaca los acuerdos realizados entre agentes térmicos e industriales para tener la disponibilidad del combustible para la generación de energía eléctrica y cubrir las necesidades de la demanda de Caribe 2, a fin de mitigar los riesgos de Demanda No Atendida en esa zona.

La Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG) afirmó que, en el marco del mantenimiento programado de la infraestructura de regasificación de Cartagena, las plantas de generación del grupo térmico: TEBSA, Termocandelaria y Termoflores, contribuyeron a mitigar los riesgos de desatención de la demanda eléctrica en la región Caribe.

Eso fue posible gracias a que los agentes térmicos realizaron las gestiones que permitieran contar con el gas suficiente para asegurar el suministro de este energético, logrando garantizar entre 120 y 130 millones de pies cúbicos día, con lo que se respaldó la operación de las plantas durante la coyuntura del mantenimiento de SPEC, donde se aportó una capacidad de generación superior a 650 MW entre el jueves 31 de octubre y el domingo 3 de noviembre.

“Desde ANDEG resaltamos el compromiso de la cadena del sector de gas natural que, a partir de la coordinación con los agentes del sector eléctrico, como el CNO eléctrico y el CNO Gas, hizo posible contar con las disponibilidades de gas mediante el esquema de contratos, garantizando la provisión del combustible que las térmicas requirieron durante el periodo de mantenimiento de la regasificadora para asegurar la atención de la demanda eléctrica en la región Caribe ”, señaló Alejandro Castañeda, presidente de ANDEG.

Así mismo, recalcó que el trabajo articulado y oportuno entre el sector empresarial y los agentes del mercado fue clave para anticiparse y lograr la cobertura de gas; y reconoció como “positiva y necesaria la gestión de las medidas tomadas por parte del Ministerio de Minas y Energía, como una medida preventiva para asegurar los ajustes regulatorios y, de esta forma, garantizar la sostenibilidad de los agentes del mercado”.

Finalmente, la Asociación reitera la importancia de la generación térmica para la seguridad energética del país y como respaldo para la transición energética, donde las plantas térmicas son un activo que contribuye a la diversificación y resiliencia de la matriz de generación eléctrica.

Por otro lado, el Ministerio de Minas y Energía señaló que «el reciente informe de la Bolsa Mercantil de Colombia confirma un aumento significativo en la cantidad de gas natural disponible para el uso en el país durante 2025… Y que, además, se está trabajando en la viabilización de la venta de gas importado, lo que diversificará aún más las opciones de abastecimiento y contribuirá a la estabilidad del mercado energético.»

Finalmente, recordemos que en lo corrido de 2024, la terminal de regasificación alcanzó niveles históricos de operación para responder al aumento de la demanda de la generación térmica a gas, como medida para enfrentar la reducción de los embalses debido al fenómeno de El Niño.

“Durante los períodos de sequía más críticos de 2024, con ocasión al fenómeno de El Niño y a la reciente baja hidrología que estamos experimentando, el GNL regasificado en SPEC LNG ha permitido respaldar más del 70% de la generación térmica a gas del país y ha representado más del 30% de la demanda nacional de gas. Los trabajos preventivos realizados mantienen la infraestructura en óptimas condiciones para seguir brindando el respaldo que requiere el sistema energético del país”, afirmó el gerente General de SPEC LNG, José María Castro.

La Bolsa Mercantil de Colombia publicó un nuevo informe de disponibilidad de gas para 2025, que incluye la última declaración de producción de gas natural (DPGN) hecha por los productores y las declaraciones oficiales de potencial disponible para la venta en firme (PTDVF), PTDV en pruebas y cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF).

Según información reportada por los agentes del mercado al 22 de octubre, la cantidad total disponible de gas natural para la venta en firme y/o continua sin interrupciones, aumentó en 68 GBTUD para 2025, de los cuales 40 GBTUD son cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF).

De acuerdo con la Bolsa Mercantil de Colombia, en su condición de gestor del mercado de gas natural, “analizando la situación de la contratación disponible en un escenario de condiciones hidrológicas normales se encuentra que, para la demanda esencial e industrial, el faltante de gas para contratar con firmeza en el mercado primario bajó de 120 GBTUD a 50 GBTUD, que corresponde al 5% de la demanda. De estos faltantes, 5 GBTUD corresponden a la demanda esencial y 45 GBTUD a la industrial.”

Para el Gestor, esos faltantes por contratar podrían cubrirse con las cantidades de contratación excedentaria con firmeza que se ofrezcan en el mercado secundario y que ascienden a 68 GBTUD.

De tal suerte que para el 2025 se cubriría el déficit anunciado de 120 GBTUD y no habría restricciones para ningún mercado. No obstante, la entidad señaló que “en la medida en que el análisis tiene en cuenta las cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF), es fundamental que se adopten las medidas de política pública y se ajuste la regulación que viabilicen la comercialización del gas natural importado a mediano y largo plazo.”

Por otra parte, haciendo el mismo análisis en un escenario de condiciones hidrológicas críticas se encuentra que, para la demanda esencial e industrial, el faltante de gas por contratar con firmeza en el mercado primario sería de 64 GBTUD, que corresponden al 7% de la demanda. De estos faltantes, 11 GBTUD corresponden a la demanda esencial y 53 GBTUD a la industrial.

Estos faltantes por contratar podrían cubrirse parcialmente con las cantidades de contratación excedentaria con firmeza que se dispongan en el mercado secundario que, según lo registrado en el Gestor del mercado, ascienden a 28 GBTUD, lo que indica un posible faltante de contratación con firmeza de 36 GBTUD.

Faltante para el 2026

Los análisis del Gestor del Mercado de Gas, con base en la información disponible a 30 de octubre de 2024, revelan que para 2026, en condiciones hidrológicas normales, las necesidades de importación de gas para satisfacer la demanda son significativas, pues los faltantes de contratación con firmeza ascienden a 171 GBTUD.

Estas cantidades podrían cubrirse parcialmente con la contratación excedentaria con firmeza que se ofrezcan en el mercado secundario, en la medida en que se identifican 50 GBTUD en los registros de contratación del Gestor para ese año.

“Esto ratifica la necesidad de adecuar la política pública y la regulación que viabilicen la comercialización del gas natural importado, y hace imperativo fortalecer el sistema nacional de transporte (SNT) para aumentar la capacidad de movilizar el gas desde las fuentes de importación y desde todas las fuentes de producción actuales y futuras hacia las diferentes regiones del país”, concluye el Gestor.

La estatal petrolera anunció que pondrá en el mercado cerca de 46 MBTUD para mitigar el déficit de gas natural que se avecina en Colombia.

En medio de anuncios encontrados por parte del Gobierno acerca del racionamiento programado de cinco días por la entrada en mantenimiento de la planta de SPEC en Cartagena, ahora Ecopetrol dice que no es necesario importar gas natural.

Hace unas semanas Ecopetrol anunció que a partir de noviembre comenzaría a importar gas natural para atender el déficit de la molécula que se viene por cuenta de la terminación de contratos en firme a partir del primero de diciembre y la nula presentación de ofertas en la pasada ronda de negociación, con lo que se estima un déficit de 120 millones de BTU diarios (MBTUD), cerca del 12% del consumo nacional.

Ahora, el presidente de la estatal petrolera, Ricardo Roa, dice que no es necesario importar, pues Ecopetrol va a reducir su consumo, el cual pasará de los 256 MBTUD actuales a entre 210 y 216 MBTUD, con lo cual liberaría al mercado unos 46 MBTUD.

Roa también señaló que a finales de 2024 la empresa NG Energy entrará con la producción del campo Sinú-9, con cerca de 30 MBTUD.   

Efectivamente, la petrolera canadiense anunció en octubre que había completado la puesta en servicio tanto de la fase de producción inicial de la primera Instalación de Procesamiento Central (CPF-1) como del ducto de 28,3 kilómetros en Sinu-9.

Adicionalmente, el Ministerio de Minas y Energía aprobó la resolución para la producción total disponible para la venta (PTDV) de 29,3 millones de pies cúbicos (MMcf/d), de los cuales 19,5 MMcf/d corresponden al pozo Brujo-1X y 9,8 MMcf/d al pozo Mágico-1X.

“La Compañía espera que la producción y las ventas de 10 MMcf/d del pozo Brujo-1X comiencen de manera inminente, ya que Promigas se encuentra en las etapas finales de calibración del punto de conexión de Jobo. Una vez completado, la Compañía anticipa que la producción aumentará en el pozo Brujo-1X hasta fin de año. Además, se ha tendido toda la tubería necesaria para conectar Mágico-1X con el CPF-1, con planes de poner en producción este pozo”, señaló NG Energy en un comunicado.

Finalmente, Don Sewell, presidente y director de NGE, comentó: “Colombia necesita desesperadamente más producción de gas natural y seguimos presionando para acelerar nuestro plan de desarrollo en Sinu-9, para abordar este problema de seguridad energética nacional.”   

Volviendo al tema del racionamiento programado, Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), dijo que las térmicas hicieron la tarea y lograron contratar en el mercado 130 MPCD para atender la generación de Termoflores y Termobarranquilla, mientras se realiza el mantenimiento de la planta de regasificación, que suple con gas importado a las plantas de la costa.

En ese sentido, estas plantas estarían en capacidad de generar entre 450 y 700 MW de energía durante el tiempo del mantenimiento programado de SPEC, planta que aumentó su capacidad de regasificación en 50 MPCD, gas que estaría disponible para usos diferentes al térmico y así contribuir a minimizar el déficit que se avecina a partir del próximo año.

La Junta Directiva de la Transportadora de Gas Internacional (TGI), filial del Grupo Energía Bogotá, seleccionó a Jorge Andrés Henao Zambrano como gerente General de la compañía a partir del 30 de octubre de 2024.

Henao es ingeniero de petróleos con especialización en Finanzas y Gerencia Avanzada de Gestión de Proyectos. Se ha desempeñado en múltiples roles directivos consolidando su carrera ejecutiva con 28 años de experiencia en operaciones onshore y offshore, gestión de proyectos de gas natural y petróleo, desarrollo de negocios y emprendimiento en el sector energético.

Ha dirigido operaciones tanto en Colombia como a nivel internacional, entre ellos, CEO del Olympic Group en Perú, donde lideró la producción, exploración y masificación de gas natural y petróleo.

Anteriormente, fue gerente general de Saint-Aubin International, director de operaciones en Perenco, y ha ocupado cargos clave en Colombia, Perú, Venezuela, Guatemala y Egipto.

Su enfoque en el liderazgo ha maximizado la productividad y la rentabilidad en los equipos que ha gestionado, además de fomentar un desarrollo empresarial sostenible y basado en estrategias de largo plazo.

TGI, filial del Grupo Energía Bogotá, es la mayor transportadora de gas en Colombia con más de 4.000 kilómetros de gasoductos y más del 54% del volumen de gas transportado, atendiendo las zonas más pobladas de Colombia tales como Bogotá, Medellín, Cali, Bucaramanga, el Eje Cafetero y el Piedemonte Llanero. Su infraestructura conecta desde La Guajira hasta el Valle, pasando por más de 1.200 municipios.

Las decisiones dejarán de tomarse desde los territorios para tomarse en los escritorios por parte de la burocracia enquistada en la paquidérmica estructura del andamiaje centralista.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Al anunciar su demanda contra el Decreto 934 de 2013, expedido por el ex ministro de Minas y Energía Federico Rengifo, el alcalde de la Capital por aquellas calendas Gustavo Petro manifestó que “según el Distrito la norma en cuestión es regresiva, desborda el régimen constitucional, legal y jurisprudencial existente en el país en materia de autonomía territorial, protección ambiental y de planificación y ordenamiento territorial, por lo que se procederá a su demanda ante el Consejo de Estado, con la correspondiente solicitud de suspensión provisional”, como en efecto lo hizo.

Y en su decisión de segunda instancia la Sección Tercera del Consejo de Estado anulando esta norma trajo a colación la Sentencia de la Corte Constitucional C – 123 de 2014, “la cual definió que la toma de decisiones sobre el desarrollo de proyectos mineros debe responder a la participación de la Nación y los municipios mediante acuerdos sobre la protección de cuencas hídricas, la salubridad de la población y el desarrollo económico, social y cultural de sus comunidades”.

Es decir, que la Nación no podía desconocer la autonomía territorial consagrada en el artículo 287 de la Constitución Política, avasallando con sus determinaciones a las entidades territoriales. Y fue más lejos el Consejo de Estado al dejar establecido que la Nación “deberá acordar con las entidades territoriales todo lo atinente al Plan de Manejo Ambiental (PMA), bajo los principios de concurrencia, complementariedad y subsidiariedad, previstos en el artículo 288 de la Carta”.

Y la Corte Constitucional dirimió el conflicto de competencias planteado a partir de la interpretación del artículo 37 de la Ley 685 de 2001 del Código de Minas, que había dado lugar a un enfrentamiento entre los municipios, que se habían arrogado la facultad de impedir la actividad minera en sus territorios, ya fuera a través de consultas populares, la primera de ellas en el Municipio de Piedras, celebrada el 28 de julio de 2013, secundada por otra aupada por el entonces alcalde de Ibagué y hoy Ministro de Salud  Guillermo Alfonso Jaramillo, mientras el Ministerio de Minas y Energía mediante el Decreto objeto de la demanda lo prohibió.

Después de varios bandazos por parte de la Corte Constitucional en los que falló ora dándoles la razón a las entidades territoriales ora dándole un espaldarazo a la Nación, finalmente emitió una providencia unificadora en el sentido que “al igual que no puede concluirse que el Constituyente estableció un principio de autonomía territorial sin límite alguno, tampoco es válido afirmar que el principio de Estado unitario avala cualquierregulación legal que, en pos de distribuir competencias, establezca límites a contenidos esenciales del principio de autonomía territorial”, reivindicando de esta manera los principios de la descentralización y la autonomía territorial, tan venidos a menos en los tiempos que corren como producto de la avalancha recentralizadora que siguió a la expedición de la Constitución de 1991.  

Traigo a colación estos antecedentes a propósito de la expedición el 30 de enero del Decreto 044 de 2024 por parte de la ministra de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS) Susana Muhamad. Según ella, para “evitar que se otorguen nuevos títulos y licencias en aquellos ecosistemas sensibles donde nunca ha debido haber minería”.

Además de contrariar lo dispuesto en el artículo 34 del Código de Minas, que es Ley de la República, de rango superior a dicho Decreto, al darle un gran poder de discrecionalidad para determinar las “reservas temporales” al MADS se lleva de calle el principio de la autonomía territorial, así como la jurisprudencia de la Corte Constitucional y el Consejo de Estado que obliga a la concertación entre la Nación y las entidades territoriales.

La preocupación es mayor en la medida que se podría llegar al extremo, según lo establece la norma cuestionada, que las áreas delimitadas como tales pueden “culminar con la restricción o exclusión definitiva de la minería”. Olvida la ministra que su despacho es del medioambiente y el desarrollo sostenible, conceptos estos inseparables y compatibles.

En su lugar, el Gobierno debería apoyar y avalar el trámite en el Congreso de la República del proyecto de ley de coordinación y concurrencia entre las autoridades nacionales y territoriales, y de participación ciudadana para la exploración y explotación de recursos naturales no renovables, tal como se lo han solicitado reiteradamente las altas cortes. Este es el camino para superar conflictos como el paro minero en contra de este esperpento jurídico: la concertación entre la Nación y los territorios.

Es irónico que esto ocurra en un gobierno presidido por el presidente Petro, quien siendo alcalde Mayor del Distrito de Bogotá le plantó cara al Gobierno Nacional en defensa de la autonomía territorial que ahora se transgrede con este Decreto, que va en la misma dirección de la decisión de la Agencia Nacional de Minería, retomando las facultades y competencias delegadas al Departamento de Antioquia.

Es la recentralización en marcha, en menoscabo de la autonomía territorial, la misma que Petro y el ministro Jaramillo defendieron a capa y espada como alcaldes.

Las decisiones dejarán de tomarse desde los territorios para tomarse en los escritorios por parte de la burocracia enquistada en la paquidérmica estructura del andamiaje centralista, ninguneando a las autoridades territoriales. Esta es la ironía como arte de gobierno.

*Ex ministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE.