Categoría: Gas Natural

El Gestor del Mercado de Gas Natural presentó un balance del mercado de gas natural durante la contingencia de la Covid-19. Las reducciones de consumo por sectores han sido: GNVC -55%, térmico -36%, Industria -26%, Refinería -30%, y Residencial y Comercial -13%.

28 de mayo de 2020.   Este jueves se llevó a cabo el foro organizado por la Bolsa Mercantil de Colombia y el Gestor del Mercado de Gas Natural, con conexiones Portafolio, que contó con la participación de los panelistas: Diego Mesa, viceministro de Energía; Andrés Pesca, vicepresidente de Mercados Energéticos de la Bolsa Mercantil; Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas, y Manuel Maiguashca, experto del sector energético y socio de Cerrito Capital. El foro fue moderado por Ricardo Ávila.

Como un balance general del comportamiento del mercado de gas natural en Colombia en el marco de la situación actual a causa de la Covid-19, Andrés Pesca presentó el panorama de la oferta y la demanda de gas natural en Colombia, con base en los reportes presentados por los participantes del mercado al Gestor del Mercado de Gas Natural.

Así, durante el periodo comprendido entre el 20 de marzo y el 17 de mayo de 2020, en el cual ha estado vigente el Aislamiento Preventivo Obligatorio decretado por el Gobierno Nacional, la demanda de gas natural cayó un 29%, comparado con el periodo entre el 1 de enero de 2020 y el 19 de marzo de 2020.

Las reducciones de consumo por sectores han sido respectivamente: térmico -36%, Industria -26%, GNVC -55%, Refinería -30% y Residencial y Comercial -13%.

Adicionalmente, Pesca señaló que a futuro se espera que “ante una reducción en los embalses para la generación hidroeléctrica, se espera un incremento en la demanda del gas por parte de las térmicas. Así mismo, se espera una recuperación paulatina de la demanda por parte del sector industrial y del Gas Natural Vehicular”. De igual forma, recalcó que los sectores térmico, refinería e industrial representan alrededor del 75% de la demanda de gas natural en el país.

Por su parte, el viceministro de Energía aseguró que el tema coyuntural que más concierne al Gobierno Nacional actualmente es el que tiene que ver con el mercado eléctrico debido a que el verano prolongado ha mantenido el nivel de los embalses bajos y por tal razón el gas natural se ubica como un energético de respaldo que da confiabilidad al sistema eléctrico a través del sector térmico.

Mesa aseguró que “lo que uno quisiera ver es una mayor generación de las plantas térmicas que hay en el país, para poder así suplir la necesidad de embalsar y que haya menos generación de las

hidroeléctricas. Afortunadamente los análisis demuestran que tenemos la capacidad de dar ese respaldo actualmente con las plantas térmicas”.

Respecto a la visión a futuro del Gobierno Nacional sobre el sector de gas natural, el viceministro aseguró que lo más relevante desde el punto de vista de política pública es que de acuerdo con las cifras de la reserva de gas natural en los últimos años, se ha venido dando un decrecimiento sostenido de las mismas.

El viceministro precisó que “desde el Gobierno nos la hemos jugado por tratar de asegurarnos que estén dadas las condiciones para crear una mayor exploración del gas doméstico y también en el corto y mediano plazo, asegurar que podamos garantizar el suministro confiable de este energético.” Y aseguró que se tiene la opción de la planta de regasificación del Pacífico, con una capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios, y que se espera entre en operación a inicios del 2024, que es cuando se tiene estimado el déficit de la demanda de gas natural.

Por su parte, Orlando Cabrales Segovia, aseguró que la industria espera que el Gobierno Nacional adopte medidas para aumentar las reservas de gas natural aprovechando los recursos que se tienen, pero que no se han podido desarrollar.

El dirigente gremial precisó que es necesario pensar en estímulos para la exploración y producción con vocación a gas. «Hay que hacer los proyectos piloto de yacimientos no convencionales y continuar impulsando las futuras operaciones en el mar Caribe. Ambos son fundamentales para darle seguridad energética al país.”

De acuerdo con Manuel Maiguashca, respecto al tema de infraestructura, afirmó que “hasta el 2024 todos los usuarios pueden tener la tranquilidad de contar con el servicio de gas local, pero es necesario que se tomen las medidas para que se tenga la regasificadora del Pacífico lo antes posible para asegurar el suministro futuro.”

Además, precisó que ésta lo primero que va a hacer es suplir la confiabilidad del sector térmico, y más adelante la del sector residencial, y que por tanto hay que adoptar soluciones rápidas para el largo plazo.

Para finalizar, el vicepresidente de Mercados Energéticos de la Bolsa Mercantil anunció el lanzamiento de tableros dinámicos que tienen la información del sector para que los agentes del mercado, reguladores y demás interesados puedan cruzar datos como: precios, información operativa, transporte, contratos y demanda.

Estos tableros estarán disponibles en la página web del Boletín Electrónico Central BEC y con esto el Gestor del Mercado de Gas Natural espera apoyarlos en la toma de decisiones relevantes para el mercado y para sus negocios.

En un documento conjunto, un grupo de ocho países balcánicos solicitó a la Unión Europea “soluciones combinadas de electricidad y gas” en la transición a emisiones netas cero para 2050.

26 de mayo de 2020.   “El papel del gas natural en una Europa climáticamente neutral” fue titulado el estudio y está firmado por Bulgaria, República Checa, Grecia, Hungría, Lituania, Polonia, Rumania y Eslovaquia.

La petición presenta el caso del gas fósil en la transición lejos de la energía del carbón, que es una forma dominante de electricidad en muchos estados miembros del este de la Unión Europea (UE). Cuando se reemplazan los combustibles fósiles sólidos, el gas natural y otros combustibles gaseosos como el biometano y los gases descarbonizados pueden reducir las emisiones de manera significativa, argumentaron.

La Comisión Europea considera que la electricidad satisfará el 53% de la demanda energética del bloque para 2050, a medida que avance hacia la reducción de emisiones a cero neto. Eso deja al menos un 40% para otros portadores de energía, como los combustibles gaseosos que, según Bruselas, tendrán que descarbonizarse por completo, para alcanzar el objetivo declarado de la UE de convertirse en un clima neutral para 2050.

El gas natural ha sido uno de los principales impulsores de la rápida transición de Europa, y también está demostrando un valioso respaldo para la generación variable de electricidad renovable a partir de la energía eólica y solar.

Las emisiones de gases de efecto invernadero del sector eléctrico cayeron 12 por ciento en 2019, lideradas por una fuerte disminución en la generación de energía por medio de carbón, reemplazada la mitad por gas natural y la mitad por energías renovables, según datos recientes.

Pero la industria del gas también se está posicionando para el largo plazo, con planes de cambiar a biometano e hidrógeno, y usar su red para almacenar energía durante el invierno, cuando la demanda es más alta.

“En el futuro, los gases renovables y descarbonizados reemplazarán gradualmente al gas natural, creando nuevas oportunidades para los sectores industrial y energético y reduciendo los riesgos de un efecto de bloqueo”, señalaron los ocho países en el documento conjunto.

El respaldo de Europa del Este para el gas natural puede sonar sorprendente proveniendo de un grupo de países que durante mucho tiempo han estado preocupados por el dominio de Rusia en los mercados de gas de la UE.

Sin embargo, los mercados del gas se han vuelto más líquidos en la última década, con más gasoductos y centros de negociación que han provocado la caída de los precios y el flujo del gas más rápido donde es necesario, en gran parte gracias al financiamiento de la UE.

A medida que Europa avanza hacia las emisiones netas cero, los ocho países argumentaron que esta infraestructura debería reutilizarse para transportar gas bajo en carbono y permitir la descarbonización al menor costo.

Lo que más temen ahora los países del este de la UE es la falta de fondos para nuevos proyectos de infraestructura, particularmente a raíz de la crisis por la COVID-19.

“La interrupción del apoyo para un mayor desarrollo de la infraestructura de gas hará muy difícil para muchos estados movilizar suficiente inversión para cubrir las necesidades masivas de proyectos clave de infraestructura energética”, indicaron en el documento conjunto.

Canacol Energy Ltd. reportó sus resultados financieros y operacionales para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2020, con cifras positivas en ventas y en el EBITDAX.

17 de mayo de 2020.   Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol Energy, el segudo mayor productor de gas natural en Colombia, dijo que «el primer trimestre de 2020 marcó un hito para la Corporación, ya que logramos ventas récord de gas natural de 202 millones de pies cúbicos diarios (MMscfpd), un 65% más que en el primer trimestre de 2019 y un 12% más que en el último trimestre de 2019.  También cerramos el primer trimestre de 2020 con $49 millones en efectivo, y seguimos bien financiados para ejecutar el resto del programa de capital de 2020.”

En el primer trimestre de 2020, Canacol anunció que sus reservas al 31 de diciembre de 2019 cerraron con un índice de reemplazo de reservas probadas más probables («2P») de 224%, junto con un aumento del 12% en las reservas 2P año a año.

La Corporación también anunció que en el primer trimestre del año perforó dos pozos exitosos de gas natural: Nelson-14 y Clarinete-5. El pozo de desarrollo Clarinete-5 se terminó de perforar en marzo de 2020 y encontró gas a 309 pies de profundidad, dentro del reservorio primario de arenisca Ciénaga de Oro, lo que representa el espesor neto contenedor de gas más grueso de cualquier pozo perforado en la historia de Canacol. El pozo se completará y se conectará a finales de mayo de 2020 cuando se reanuden las operaciones de perforación en campo.

“El primer trimestre de 2020 también nos vio anunciar nuestro segundo dividendo trimestral consecutivo, que es aproximadamente 6% de retorno anual a los precios actuales de las acciones, ya que Canacol mantiene su compromiso de mantener en curso la distribución trimestral”, agregó Gamba.

La Corporación registró un EBITDAX récord de $59 millones en el primer trimestre de 2020, producto de sus ventas récord de gas natural. Aunque el resultado neto del primer trimestre de 2020 se vio afectado negativamente por la depreciación del Peso colombiano. 

“La depreciación del 24% significó un gasto de impuestos diferidos, no monetario, de $41 millones. Sin esos gastos no monetarios, los ingresos netos habrían sido de $15 millones para el trimestre.  Si el COP se normalizase en los próximos períodos, ya que se ha fortalecido en aproximadamente un 5% desde el 31 de marzo, una porción de este gasto efectivamente se revertiría, lo que se sumaría al resultado neto obtenido en períodos futuros», agregó Gamba.

Hechos destacados del trimestre

Los aspectos financieros y operacionales más relevantes de la Corporación incluyen:

·     Las ventas realizadas de gas natural y gas natural licuado (GNL) aumentaron 65% a 201.5 MMscfpd para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2020, en comparación con 122 MMscfpd para el mismo período en 2019.  Los volúmenes promedio de producción de gas natural y GNL aumentaron 63% a 201.4 MMscfpd para el primer trimestre de 2020, en comparación con 123.3 MMscfpd para el mismo período de 2019.  El aumento se debe principalmente a la finalización de la expansión del gasoducto de 100 MMscfpd a finales del tercer trimestre de 2019; además de la entrada en operación de la planta de GNL en Jobo.

·     Los ingresos totales de gas natural y GNL netos de regalías y gastos de transporte para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2020, aumentaron 48% a $69.9 millones, en comparación con $47.4 millones para el mismo período en 2019, principalmente atribuible al aumento de la producción de gas natural. 

·     Los fondos ajustados de las operaciones aumentaron 51% a $45.3 millones para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2020, en comparación con $29.9 millones para el mismo período en 2019.  Los fondos ajustados de las operaciones por acción básica aumentaron 47% a $0.25 por acción básica desde $0.17 por acción básica.

·     El EBITDAX aumentó 48% a $58.9 millones para el primer trimestre de 2020, en comparación con $39.8 millones para el mismo período en 2019.

·     La Corporación registró una pérdida neta de $26 millones para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2020, en comparación con un resultado neto de $6.3 millones para el mismo período en 2019.  La pérdida neta se debe únicamente al gasto fiscal diferido, no monetario, de $41.1 millones, el cual se debe principalmente al efecto de la reducción del tipo de cambio del Peso Colombiano, en el valor de las pérdidas tributarias no utilizadas y costos.

Perspectiva

“Las empresas de energía de todo el mundo en su mayoría han sido fuertemente impactadas por la drástica caída, tanto del precio mundial del petróleo, como de la demanda en relación con las medidas adoptadas para limitar la pandemia de la COVID-19. Canacol en gran medida ha estado aislada de los efectos de los bajos precios del petróleo dado su enfoque en la producción de gas, con la mezcla de nuestras ventas de gas orientada en un 80% a contratos en firme, de volumen y precio fijos, con precios en USD en boca de pozo”, señaló la compañía en un comunicado.

Para abril, mayo y junio de 2020, Canacol ha permitido a los compradores en firme aplazar un máximo del 20% de sus volúmenes contratados para ser entregados en los últimos seis meses de 2020, con los cobros en efectivo teniendo lugar en abril, mayo o junio o en el momento de la entrega. Además, todas las partes han acordado que el tiempo contractual anual de inactividad de estos contratos se tome durante los meses de abril y mayo, si no ha sido tomado previamente en el año.

Estas concesiones tuvieron impacto en el mes de abril de 2020 de la siguiente manera: los volúmenes nominados de abril de 2020 fueron en total de 147 MMscfpd, de los cuales se permite tomar menos del 10% en la segunda mitad de 2020 (hasta un 20% de aplazamiento), y el ingreso en firme recibido, del cual el comprador ha perdido el derecho de tomar el gas, fue en total de 3 MMscfpd. Estos montos ascendieron a un total de 150 MMscfpd de efectivo y ventas nominadas de gas natural. Un promedio adicional de 13 MMscfpd para el mes de abril fue considerado tiempo de inactividad contractual por siete compradores, lo cual tendrá el efecto de aumentar las ventas en la segunda mitad de 2020.

Con el retorno de las actividades manufactureras y de construcción en la mayor parte de Colombia en abril 27 de 2020, y el cierre en todo el país programado para ser levantado completamente en todos los sectores en mayo 26 de 2020, la Corporación espera que la demanda interrumpible continúe aumentando y se estabilice durante julio y agosto.

“La mejor estimación de la Corporación es que la demanda comenzará a aumentar una vez que se levanten las medidas de cuarentena, y bajo ese escenario nuestra guía para el año 2020 permanece relativamente intacta.  La guía de producción del año completo 2020 sería de 197 MMscfpd, con la suposición de que las ventas interrumpibles vuelven en agosto. La administración cree que los volúmenes medios de ventas para 2020 estarán más cerca de este nivel que del caso más bajo de 170 MMscfpd, el cual implicaría vender sólo en los contratos en firme para el resto de 2020”, agregó. 

Las operaciones de producción de Canacol en la instalación de Jobo no fueron interrumpidas durante la cuarentena y continúa operando con varios turnos de trabajadores en cuarentena en la instalación.

Como resultado de la cuarentena, la Compañía ha experimentado un retraso de aproximadamente dos meses en el traslado de la torre del último pozo perforado de Clarinete-5 a su siguiente ubicación programada de Pandereta-8. Este retraso, y una breve demora en el comienzo de la segunda torre planeada de la Compañía, que ahora se espera que esté en operación en julio de 2020, han llevado a que Canacol ahora esté esperando perforar nueve pozos en 2020, por debajo de su previsión original de doce pozos.

Por su parte, los gastos de capital han sido revisados para reducirlos de $114 millones a $108 millones, en tanto la Compañía ha cambiado su enfoque en el corto plazo a instalaciones y construcción de línea de flujo en preparación para una mayor producción de gas.

La Corporación espera que la demanda colombiana por gas natural aumente en el corto plazo en relación con el nivel actual, el más bajo en 20 años, de los embalses de las hidroeléctricas, debido a un invierno inusualmente seco en Colombia, y en el mediano al largo plazo en relación con el continuo declive de los principales campos productores de gas de Colombia.

“Dados estos aspectos fundamentales del mercado de gas natural de disminución de la oferta de gas, excluyendo a Canacol, y la producción hidroeléctrica bajo presión e incierta, Canacol sigue estando muy bien posicionada para capturar cualquier repunte de la demanda una vez que la economía colombiana comience a normalizarse tras el levantamiento de la cuarentena”, concluye el comunicado.

Entre un 14 y un 27 por ciento han aumentado los consumos de gas natural domiciliario en los estratos 1, 2, 3 y 4.

12 de mayo de 2020.   La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) informó que el consumo de gas natural en los hogares de estrato 1, 2, 3 y 4 se ha incrementado en las últimas semanas, debido al aislamiento obligatorio.

En promedio, en la última semana de medición, las familias que viven en hogares de estrato 1 consumieron 20% más gas natural que en el mismo periodo del mes anterior; las familias en estrato 2, 27%; las familias en estrato 3, 19%; y las familias de estrato 4 aumentaron el consumo en 14%.

“La actual coyuntura ha hecho que las familias usen más sus gasodomésticos lo que se traduce en crecimientos considerablemente de los volúmenes de gas natural consumidos, y en un aumento en el recibo del servicio, por lo que es necesario que los hogares hagan un uso racional y eficiente del gas natural”, dijo Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas.

Además, destacó que la industria del gas natural ha implementado diferentes medidas para beneficiar a los usuarios y mitigar las alzas en los recibos; sin embargo, algunas de estos beneficios solo aplican para el consumo básico (primeros 20 metros cúbicos), por lo que es fundamental tener en cuenta las siguientes recomendaciones para no exceder el consumo:

• Tape los recipientes en combustión y caliente solo la cantidad de alimentos que va a consumir.
• Evite que la llama asome por el borde inferior de los recipientes.
• Mantenga los quemadores de cocinas, estufas y calefactores limpios. La llama debe ser estable, silenciosa y de color azul intenso.
• Use el horno en forma mesurada, pues este consume el equivalente a tres pilotos/quemadores encendidos.
• Apague el piloto o quemador una vez alcanzada la cocción de los alimentos.
• Si la cocción alcanza el punto de ebullición, disminuya la llama lo suficiente para mantenerlo.
• Revisar que no haya fugas de gas para evitar peligros y gastos innecesarios

$3.8 billones ha sido el ahorro que han obtenido los usuarios por la generación de electricidad con gas natural importado.

11 de mayo de 2020.    Durante los últimos 4 años los usuarios del sector eléctrico se han visto beneficiados con un ahorro de 3,8 billones de pesos, gracias a la generación de energía con gas natural importado (GNI), en lugar de combustible líquido, que es varias veces más costoso.

“Esto fue posible gracias a la construcción de planta de regasificación ubicada en Cartagena, infraestructura viabilizada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), dada la situación de estrechez de contratación de gas nacional en los últimos 10 años y por la necesidad de evitar que las plantas térmicas se cambiaran a usar combustibles líquidos incrementando el costo de la energía”, dijo Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg).

Para el 2019 la importación de gas natural en el país fue de 355.000 metros cúbicos, y en lo corrido de 2020 la cifra ya llega a los 410.000 m3, con lo cual, las plantas térmicas que utilizan este combustible han podido seguir brindado respaldo al sistema eléctrico del país.

El 40% de la capacidad térmica instalada corresponde a plantas que producen energía eléctrica a partir de la combustión de gas natural, las cuales durante el 2019 consumieron 15.068 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) de GNI, logrando generar con éste 389.475 GWh, que correspondió al 5% de la generación a gas que requirió el sistema; y en lo corrido del 2020, del total de la  energía generada (7.955GWh, el 18% ha sido con GNI.

Cabe resaltar que la generación térmica ha sido fundamental para el desarrollo de la industria de gas en Colombia. El transporte de gas, los nuevos campos de producción, la terminal de regasificación y la infraestructura de conexión se han desarrollado gracias a los contratos en firme de suministro y transporte que han tenido las plantas térmicas.

“La importación de gas natural, y el combustible en sí, es fundamental para la generación térmica, ya que para la operación de las plantas este combustible es más económico con respecto a los líquidos. El gas le garantiza al sistema eléctrico nacional confiabilidad, eficiencia y respaldo, que las plantas térmicas de esta tecnología proveen al país” señaló Castañeda.

Hocol, filial 100% de Ecopetrol, encontró gas en el pozo Bullerengue 3, ubicado en un área cercana al descubrimiento Bullerengue 1, realizado en 2015, en una nueva zona más somera.

5 de mayo de 2020.   Hocol S.A. informó que el pozo Bullerengue 3, ubicado a 30 kilómetros de Barranquilla, en el departamento de Atlántico, comprobó la presencia de gas natural.

Los registros e información tomados durante la perforación indican que el pozo encontró arenas con gas natural en varios intervalos de un reservorio más somero que el de la estructura perforada en 2015 con el pozo Bullerengue 1, el cual produce de la Formación Chengue de edad Eoceno.

Las compañías Hocol S.A. y Lewis Energy Colombia Inc., después de analizar la información obtenida, definieron el plan de pruebas de producción que se está ejecutando actualmente y que inició el pasado 17 de noviembre de 2019.

“Este descubrimiento es una muestra adicional de nuestro compromiso con el abastecimiento de gas para el caribe colombiano. Así mismo, continúa materializando nuestra estrategia de crecimiento a través de la exploración y de ser una compañía con producción 50% gas y 50% petróleo”, dijo Rafael Guzmán, presidente de Hocol.

SPEC LNG, empresa que forma parte de Promigas y Vopak, entrega ayudas humanitarias por $540 millones a las comunidades de su área de influencia y a las personas más necesitadas del sector turístico en Cartagena.

4 de mayo de 2020.   La terminal de regasificación de gas natural licuado, Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC LNG), ubicada en la isla de Barú en Cartagena, destinó $540 millones en ayudas humanitarias, representadas en bonos y canastas alimentarias, para más de 11 mil familias de Cartagena afectadas por la coyuntura sanitaria que vive Colombia.

“Somos una empresa comprometida con la ciudad y nuestras comunidades. Por eso nuestro principal interés es ayudar a solventar en parte las necesidades básicas de las familias más afectadas en este momento tan difícil que estamos enfrentando. Trabajando unidos podremos superar esta situación”, dijo José María Castro, gerente General de SPEC LNG.

Las primeras ayudas se entregaron en las comunidades de Ararca, Barú, Bocachica, Caño del Oro, Pasacaballos y Santa Ana, ubicadas en el área de influencia de la terminal de regasificación.

SPEC LNG también destinará ayudas para los trabajadores formales e informales del sector turístico, el cual genera más del 30% del empleo en la ciudad y que ha sido el más afectado por el aislamiento obligatorio derivado de la emergencia sanitaria por el covid-19.

“Estamos trabajando de la mano con la Alcaldía de Cartagena y otras organizaciones del sector turístico para identificar a las personas afectadas y que éstas puedan recibir las ayudas humanitarias”, explicó Castro.

Por su parte el Alcalde de Cartagena, William Dau, dijo que “apreciamos el compromiso de SPEC LNG que, como tantas otras empresas, ha reconocido en esta pandemia la presencia de un hecho catastrófico que demanda la mayor solidaridad posible con un grupo poblacional que está padeciendo los estragos de su llegada a la ciudad y al país. En nombre de los cartageneros y de los habitantes raizales de la zona insular, agradecemos su sensibilidad y responsabilidad con sus habitantes en estas horas difíciles”.

Desde el primero de mayo de 2022, HOCOL, filial de la estatal Ecopetrol, se hizo al control de los campos de gas natural Chuchupa y Ballena en La Guajira, mediante la adquisición de la participación de la multinacional CHEVRON. 

Por: AMYLKAR ACOSTA*        

El 3 de mayo de 1974 se firmó el contrato de Asociación, el primero en su género, entre Ecopetrol y Texas Petroleum Company, para la exploración y explotación del gas natural en La Guajira.

El interés en el gas natural se despierta a raíz de la crisis energética que causó el embargo petrolero por parte de los miembros árabes de la OPEP a los países aliados de Israel, a raíz de la guerra del Yom Kippur en octubre de 1973. Hasta entonces el gas había sido considerado en la industria petrolera un estorbo, era menospreciado, por eso se quemaba en las teas de los campos en explotación.

Alfonso López Michelsen (1974 – 1978), a raíz del hallazgo de importantes reservas de gas natural que albergaban los campos de Ballena, Chuchupa y Riohacha afirmó emocionado, “yo creo que ha sido una bendición para Colombia haber encontrado estos pozos de gas”.

Y así fue, porque este hallazgo se da en vísperas de que Colombia perdiera la autosuficiencia petrolera por espacio de una década (1975–1985). El presidente López inauguró la estación de Ballena el 12 de agosto de 1977 y ese mismo día inauguró el gasoducto de Promigas, que empezó a transportar 225 millones de pies cúbicos diarios desde los campos de La Guajira hasta Mamonal en Cartagena.

En diciembre de 2004 vencía el contrato de Asociación Ecopetrol – Texaco y en cumplimiento del mismo debía revertir a Ecopetrol dichos campos con todas sus instalaciones y facilidades para ser operados a partir del 1º de enero de 2005 por la estatal petrolera. En diciembre de 2002, según las proyecciones de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), se requería optimizar la producción de gas en Chuchupa para expandirla y así atender el mayor apetito del mercado doméstico y la demanda del Estado Zulia (Venezuela).

Ya para entonces se habían construido el gasoducto Ballena – Barrancabermeja y la segunda plataforma de Chuchupa, gracias al debate que adelantamos en el seno de la Comisión V del Senado para hacerlo posible.

Por aquellas calendas las reservas remantes con las que se contaba se cifraban en 2,7 terapiés cúbicos (TPC). Para escalar la producción se debía adelantar un proyecto denominado de producción incremental, al cual se le dio el pomposo nombre de Catalina. Este consistía en perforar 4 pozos horizontales, los primeros con esta técnica en el país, y otras obras conexas, para lo cual había que invertir US$144.3 millones.

El margen de maniobra que tenía el Gobierno estaba limitado por el Acuerdo extendido que había firmado con el FMI en diciembre de 2002 y aduciéndose que, aunque Ecopetrol tenía caja para ejecutar directamente el proyecto Catalina, por ser en ese momento una empresa industrial y comercial del Estado y por lo tanto hacía parte de las cuentas nacionales, no contaba con el espacio fiscal para hacer dicha inversión. Se optó, entonces, por permitir que la hiciera el socio Texaco, y por esta vía se extendió la vigencia del contrato de Asociación, impidiendo que se hiciera efectiva la reversión que ya era inminente. A ello conllevó la firma del contrato de “producción incremental” Catalina el 8 de febrero de 2003.

Al examinar los términos de ese contrato, el Contralor General de la República Antonio Hernández Gamarra, de cuyo equipo hice parte como asesor, encontró que el mismo era lesivo para el país y demandó de parte del presidente de la República Álvaro Uribe Vélez su intervención para reversarlo.

El presidente Uribe le pidió un concepto a la Sala de Consulta del Consejo de Estado, el cual terció a favor del contralor Gamarra y ello dio lugar a una renegociación de dicho contrato, mejorando los términos a favor de la Nación. Se introdujo, por primera vez en un contrato petrolero en Colombia una cláusula de precios altos, de tal suerte que siempre que el precio marcador del gas natural superara el precio base se incrementara la participación de Ecopetrol.

Ahora, gracias a una negociación de Ecopetrol con Chevron, su razón social desde el 4 de junio de 2003, su filial HOCOL adquirió la participación del 43% del socio, asumiendo la operación de los yacimientos. A las 0 horas del 1º de mayo pasado se hizo al control de las operaciones de los campos gasíferos en La Guajira, con una capacidad de 175 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) y de paso se posiciona para los futuros desarrollos de los nuevos prospectos offshore.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

Las reservas de gas natural de Colombia siguen cayendo sostenidamente desde 2012. Al cierre de 2019 cayeron a 3,1 terapies cúbicos (TPC), que alcanzan para un autoabastecimiento de 8 años, frente alos 9,8 años de 2019.  

30 de abril de 2020.   Sobre la caída de las reservas de gas natural en 2019, la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) resalta los siguientes aspectos:

1. La disminución en las reservas de gas natural son un llamado para incentivar la inversión en exploración y en el desarrollo de los proyectos descubiertos. El potencial, como lo muestran los registros de la ANH, es alto y debe ser aprovechado, tanto en costa afuera, como en yacimientos no convencionales. El desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral, y su normatividad, debe avanzar este año.
2. Los recursos contingentes (con limitaciones por temas sociales y ambientales) subieron 1 TPC, casi el doble con respecto al año anterior. Esto hace que sea indispensable trabajar en un régimen político y jurídico que permita que se materialicen los proyectos de gas. La reglamentación de las consultas previas, por ejemplo, es fundamental para desembotellar algunos de esos recursos.
3. Si bien, se debe priorizar la producción local de gas natural, vemos una nueva planta de regasificación como un proyecto de respaldo al sistema energético que debe ser pagada por la demanda beneficiada, y cuya ubicación debe depender de los estudios técnicos y de la eficiencia económica del proyecto.
4. Hoy Colombia tiene el gas natural suficiente para garantizar la demanda de hogares, transporte, industria y generación de energía, con producción local o con importación. 

Naturgas señala, además, que ha habido una disminución considerable de la demanda por el aislamiento obligatorio, pero espera que en un escenario de apertura gradual, se reactive la demanda de gas aumentando la producción.