Mientras la UPME presenta con un año de retraso el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (ETPAGN), los agentes del mercado anuncian que la escasez de gas puede comenzar en 2025.
Como señala el propio estudio de la UPME, “los riesgos de desabastecimiento sin el aumento de nueva oferta nacional y el aporte de gas importado persisten a finales de esta década y se acrecientan progresivamente en la próxima”.
Lo cierto es que como lo señaló Rodolfo Anaya, presidente de Vanti, en el Congreso de Andesco que se realiza en Cartagena, “ya es un hecho que Colombia tendrá un déficit de gas natural el cual tendrá que ser cubierto con importaciones, cuyos costos son más altos y no está claro aún cómo y quién los va a asumir, lo que tendrá consecuencias en los usuarios.”
Y no hay que esperar a finales de la década, como lo señala la UPME. En el mismo evento, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, fue más preciso y dijo que en 2025 el faltante estimado de gas es de 83 GigaBTU día (Gbtud), de los cuales se espera que 61 Gbtud puedan ser cubiertos con oferta nacional. A lo anterior, se espera sumar un estimado de 100 Gbtud de gas importado a través de la planta de regasificación de Cartagena.
Ante la crisis energética que se avecina, el estudio de la UPME contempla la ampliación de la planta de la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC) a partir de 2027, cuando lo cierto es que ya aumentó su capacidad de regasificación de 400 a 450 Gbtud y para el 2026 espera llevarla a 530 Gbtud.
Desde un lado más realista, el Estudio propone montar dos nuevas plantas de regasificación en la costa Caribe, una en La Guajira y otra en Cartagena, a pesar de que insiste en la dos veces fallida licitación de la planta de Buenaventura.
En ese sentido, Ecopetrol se adelantó y lanzó en mayo pasado un proceso de Requerimiento de Información al mercado, para conocer alternativas de recibo, almacenamiento y regasificación de Gas Natural Licuado (GNL). Proceso donde más de diez compañías manifestaron interés y se espera que en julio finalice la recepción de ofertas y en el segundo semestre de 2024 adelantar la contratación de los servicios, aunque no desiste de la idea de comprarle gas a Venezuela.
Oferta y demanda
En la actualidad, la mayor oferta de gas proviene de Casanare y el mayor consumo está en el interior del país. Pero dada la declinación de los campos de Cusiana y Cuapiagua, la mayor oferta de gas en el futuro provendrá del Caribe, bien sea por mayores importaciones, porque se desarrollan las reservas offshore o porque los recursos contingentes tendrán viabilidad comercial, pues esa zona cuenta con cera del 90% del potencial agregado de recursos contingentes.
En ese sentido, el estudio de la UPME incluye 6 proyectos nuevos de infraestructura de oferta y transporte e identifica diversas necesidades sobre elementos del Sistema Nacional de Transporte (SNT).
En materia de gasoductos, la UPME propone una obra para la conexión del Valle Inferior del Magdalena con el interior del país, que contribuya al anillado del SNT en articulación con los proyectos adoptados previamente entre Barranquilla y Barrancabermeja.
Un segundo gasoducto incluye la conexión de Cúcuta con el SNT en el Magdalena Medio, el cual permitiría transportar gas natural desde el tramo Ballena- Barrancabermeja.
Un tercer gasoducto conectaría a Bogotá, como principal nodo de demanda del interior del país, con el SNT en el Magdalena Medio, como alternativa a la dispuesta en el tramo Cogua- Sabana.
Por otra parte, la UPME incluye un proyecto de referencia para la conexión en tierra del Clúster Caribe Sur (offshore) con el SNT.
Soluciones de emergencia
Por el momento, ante el panorama de escasez, el presidente del Grupo Vanti presentó una propuesta regulatoria para cubrir los desafíos a partir de 2025, que contempla las siguientes acciones:
- Que el productor de gas natural pueda, de forma temporal, ofrecer directamente el producto por un año, cubriendo obligatoriamente los contratos al 30 de noviembre próximo.
- Habilitar a los productores una alternativa opcional para que diseñen productos conformados por un mix de fuentes de suministro.
- Crear una estructura de precios que permita mantener y desarrollar todos los segmentos del mercado.
- Aplicar una flexibilidad para los productores, incluyendo la posibilidad de diferenciar precios por tipos de mercado.
- Que los tenedores de contratos con vencimiento puedan aceptar total o parcialmente esa oferta. Las partes definirán los puntos de entrega y en caso de que queden cantidades excedentarias, el productor los ofrecerá libremente a nuevos solicitantes.
- De esta forma, para la comercialización de 2025 el productor podrá lanzar ofertas a largo plazo.
Anaya indicó que estas acciones deben ser el complemento de otras que ya se tienen, pero que es necesario que se sigan cuidando las demandas para viabilizar los hallazgos de gas natural offshore, conocer las declaraciones de producción contrastadas con el vencimiento de contratos, definir qué va a pasar con la importación de gas natural y el de Venezuela, y cuándo y a qué costo.
En el mismo sentido, Ricardo Roa dijo que “Ecopetrol está en capacidad de garantizar el abastecimiento de gas natural al país en el corto, medio y largo plazos, sin embargo para materializar este objetivo se requiere con urgencia la flexibilización normativa para la comercialización de gas, la agilidad en los permisos y licencias en materia ambiental y social, la obtención de la licencia especial de la Oficina de Control de Bienes Extranjeros de Estados Unidos (OFAC) para la importación de gas venezolano y la eliminación de las restricciones en la infraestructura de transporte”.