En el foro ‘Retos del gas natural en la Transformación Energética de Colombia’, realizado en la pasada Enercol, los agentes coincidieron en que se debe hacer una acción rápida, un fast track que resuelva los problemas del sector y vuelva a recuperar su dinamismo.
17 de septiembre de 2021. Si bien, el programa de masificación del gas natural en Colombia fue un caso de éxito, hoy el sector se encuentra en un atolladero: las reservas caen año a año y aún no despegan las oportunidades que tiene el país en yacimientos no convencionales y en el off shore; la planta de regasificación del Pacífico sigue encallada en la polémica; las obras de conexión y expansión del sistema de transporte se estrellan con la regulación y la remuneración; y los grandes consumidores (térmicas e industriales) se ven sometidos a un engorroso y limitante proceso de negociación y suministro, que los ha llevado a desistir de nuevos proyectos y a sustituir el gas por otros combustibles.
Todo lo anterior, enmarcado en un aumento de los precios del energético, han hecho que el sector pierda competitividad y haya entrado en una etapa de marchitamiento.
En el foro ‘Retos del gas natural en la Transformación Energética de Colombia’, en la pasada Enercol, realizada por ACIEM el 15 y 16 de septiembre, los agentes coincidieron en que se debe hacer una acción rápida, un fast track que resuelva los problemas del sector, de cara a que cumpla su papel como energético de transición.
En ese sentido, Henry Navarro, experto de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), señaló que frente a la declinación de los campos de La Guajira y el piedemonte llanero, entre 2022 y 2032 se debe dar una transición de fuentes. “El reto más importante del sector es atender la demanda en este decenio”, dijo.
Por su parte, Alexandra Hernández, vicepresidente de Asuntos Económicos y Regulatorios de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), dijo que el país tiene potencial de gas, pero las señales que se le dan al mercado, que solo ven las reservas probadas, da la sensación de que hay escasez.
Según Hernández, “el país debe apostarle al desarrollo de sus recursos, pues hay descubrimientos certificados, que son más del doble de las reservas probadas, pero que por alguna contingencia no son comercializables.”
Además, señaló que mientras la demanda crece en el interior, la producción aumenta en la costa Caribe, luego se debe mirar cómo se atiende la conexión de los dos sistemas de transporte, una obra sencilla pero que se está discutiendo desde 2017. “Esta es una apuesta que el país debería dar de manera prioritaria”, señaló.
Yeimy Báez, vicepresidente de Gas de Ecopetrol, confirmó que la empresa realiza inversiones en gas por 1.300 millones de dólares entre 2021 y 2023. El 50% de ese monto se invertirá en el piedemonte llanero, donde los campos maduros están declinando, pero también señaló que esa producción se está reponiendo, al punto que las reservas de Ecopetrol tienen una vida útil de diez años, frente a los 7,7 años del país.
También señaló que Ecopetrol, uno de los mayores consumidores de gas del país (24%), hizo esfuerzos para reducir ese consumo tanto en campos como en refinerías y aumentó sus volúmenes de oferta de gas natural, lo que llevó a la UPME a replantear sus proyecciones de déficit del 2024 al 2026.
“En efecto, en los dos últimos procesos de comercialización de gas de largo plazo para el interior, la oferta fue mayor que la demanda. Los volúmenes que estamos poniendo en el interior son suficientes para renovar los contratos y la oferta es superior a lo que requiere el país”, dijo Báez.
Acerca de la importación, señaló que es una alternativa que el país necesita; “sin embargo ese gas debe llegar de una manera eficiente, no por cargos de confiabilidad, pues sería contrario a lo que estamos buscando y lo pagaríamos todos. Existen cadenas logísticas más eficientes que pueden cubrir esos mercados y Ecopetrol está dispuesta a invertir a riesgo”.
Al respecto anunció que la empresa explora la posibilidad de importar gas natural licuado (GNL) a pequeña escala de forma modular, con capacidades de a 20 GBTU por módulo, e ir creciendo de acuerdo con la demanda.
En representación de la generación térmica, Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de ANDEG, recordó que las térmicas son el principal consumidor de gas en el país, pues en un año de Fenómeno del Niño, consumen entre el 40% y el 50% del total del país.
Según Castañeda, el problema es la inestabilidad en la forma como el sector consume el gas natural. En un año hídrico normal las térmicas consumen entre 200 y 250 millones de pies cúbicos diarios (MPCD); en época de Niño ese consumo se duplica y además está el tema de la intermitencia de la generación solar y eólica; es decir, las térmicas seguirán jugando su rol de respaldo al sistema eléctrico.
El tema que no cuadra es cómo hacer comercializable el gas que requieren, pues desde 2008 las térmicas del interior se vieron obligadas a respaldar con líquidos, mientras que para las de la costa, la planta de regasificación se convirtió en el respaldo, aunque entró un año tarde, en 2016, cuando el Niño se presentó en el 2015.
“El tema de confiabilidad es un problema en cualquier sector, un sistema ciento por ciento infalible siempre va a costar, pues no queremos que suceda lo que pasó hace 15 días”, dijo Castañeda, haciendo alusión a los cortes en el servicio que se dieron en el interior del país por contingencias en los Llanos.
“En los últimos 15 años se ha dicho que tenemos gas pero la comercialidad no llega a los agentes más relevantes que son las térmicas, luego se deben explorar alternativas. Debemos tener un aseguramiento eficiente y rentable”, dijo.
Agregó que se deben “tomar decisiones apropiadas y muy prontas, pues demoras en las decisiones terminan pagándolas los usurarios o los sectores, por no tener una solución estructural a unos problemas que se vienen discutiendo desde hace mucho tiempo.”
El espejo de los precios
Pareciera que toda la problemática del sector confluyera en el tema de la regulación, los precios y la tarifas. Efectivamente, estos han venido subiendo a lo largo de toda la cadena, al punto que hoy los usuarios residenciales del occidente del país están pagando tarifas de más de 18 dólares por millón de BTU, una tarifa similar a la que pagan los residentes en Alemania, que tiene que importar el gas de Rusia y Catar.
“El precio del gas en Colombia ha venido subiendo mientras en el mundo baja, por lo que está perdiendo competitividad en el país”, dijo Julián García, moderador del foro, quien agregó que eso ha hecho que muchos consumidores del Valle se estén pasando a cocinar con electricidad y a que un 40% de taxistas hayan regresado a la gasolina, al igual que algunos industriales volvieron a utilizar carbón en sus procesos.
Yeimy Báez agregó que hay una problemática en el suroccidente, pues mientras una familia de estrato 1 en Medellín paga una factura de 12 mil pesos, en Buenaventura pagan 27 mil pesos. “Hay red, pero la gente no se conecta.”
La situación fue corroborada por Juan Pablo Henao, vicepresidente de Desarrollo Comercial de TGI, quien señaló que “la sensación de escasez ha echo que los precios del productor de 2 dólares que teníamos ahora están entre 5 y 6 dólares por millón de BTU… Si actuamos desde el origen, con precios más competitivos, podemos recuperar los 200 MPCD que pedimos con las térmicas al respaldar con líquidos.”
En cuanto a las tarifas de transporte dijo que hoy se paga por tramos, pero sugiere que se cambie por otro sistema que puede ser la estampilla o tarifas por acceso y por salida. “Un ambiente competitivo puede mejorar la oferta, pues hoy con cargos por distancia el transporte pesa entre 20 y 25% en el costo final”, dice Henao.
Soluciones
“Ver a los privados buscando salidas a estos cuellos de botella, que son muy complejos, es una situación que no agobia a todos”, dijo Castañeda, por lo que Alexandra Hernández coincidió en que “se requiere un fast track urgente para destrabar proyectos de nueva oferta y agilizar su entrada al mercado.”
Agregó que se debe dar una discusión y revisión pronta de la metodología de transporte, para que sea indiferente el puto de entrada a los sitios de consumo. En el tema regulatorio, señaló la imposibilidad y sofisticación de los contratos, que hacen difícil que el mercado primario acceda directamente a los productores, generando sobrecostos en la demanda regulada.
Para Báez, debe haber flexibilidad, “la posibilidad de segmentar mercados, de vender en los tiempos y plazos que los clientes necesitan. Hoy las barreras para grandes productores que tienen campos mayores no se acompasan con lo que el mercado necesita. La flexibilidad promueve la competencia y la competencia genera eficiencia”, concluyó.
