Aunque desde inicio de este siglo se advirtió de la declinación de los campos de gas que desde los años 80 permitieron la masificación del abastecimiento de gas natural en Colombia, el país enfrenta un desabastecimiento que todavía no encuentra salida.
Por: MÓNICA TORRES SIERRA*
La evidencia de la declinación de los campos mayores como Ballena, Chuchupa, Cusiana y Cupiagua se conoce desde la primera década de este siglo.
A raíz de un posible desabastecimiento, la política pública del sector minero-energético en 2011 tendió, entre otros, hacia:
- La intervención del mercado de gas, creando reglas de comercialización de gas y capacidad de transporte.
- La liberación del precio del gas para aumentar la competencia.
- Creación de un agente (el Gestor del Mercado) para contar con información de las transacciones de suministro y compra de capacidad de transporte que permitiera tomar decisiones a los participantes del mercado.
- Promoción de las importaciones de gas.
- Creación de la figura del plan indicativo de abastecimiento (PAGN).
Sobre las importaciones, en la época se consideró que el desabastecimiento de gas ocurriría en el corto plazo para un solo sector de la demanda: el térmico.
En 2011 se pronosticaba que el desabastecimiento ocurriría en 2015 y por ello la CREG emitió un cúmulo de resoluciones que viabilizaron la puesta en operación en 2016 de la única infraestructura de importación, almacenamiento y regasificación de gas que tiene el país en el Caribe. Infraestructura que es de utilización exclusiva para tres generadores térmicos, quienes garantizan el suministro eléctrico en épocas de escasez hídrica.
Sobre el PAGN, este tiene el propósito de orientar las decisiones de los participantes del mercado sobre las inversiones y los proyectos que son necesarios para garantizar el abastecimiento de gas y la confiabilidad del servicio.
En 2016 la UPME emitió un plan transitorio y solo hasta enero de 2020 emitió el estudio técnico del PAGN definitivo. Recomendó al MME los proyectos para los siguientes 5 a 10 años que garantizarían la confiabilidad y el abastecimiento del servicio de gas a través de ocho proyectos para ampliar el Sistema Nacional de Transporte (SNT), los llamados IPAT, y para el abastecimiento del gas natural incluyó la regasificadora del Pacífico. Estos fueron adoptados por resolución por el MME.
Los análisis que se realizaron en 2016 por la UPME indicaban que la infraestructura de importación del Pacífico resultaba necesaria porque:
- Persistía la incertidumbre sobre la oferta y la demanda, por lo que era necesario anticipar decisiones sobre las inversiones en proyectos que garantizaran el abastecimiento.
- Si bien para la época había gran expectativa en el off shore del Caribe o en el Valle Inferior del Magdalena, se creía que entre 2024 y 2028 se tendría disponibilidad de los recursos.
- La variación negativa en la oferta de los 5 años anteriores era evidente debido al decaimiento de la actividad exploratoria en el país.
- En consecuencia, desde 2024 el país podría enfrentar un desabastecimiento de la demanda no térmica, por lo que el costo de arrepentimiento sería mayor si no se construía la infraestructura de importación en el Pacífico.
Los análisis que se realizaron en 2020 por la UPME coincidieron con lo expuesto anteriormente, y concluyó:
- La información sobre el potencial de producción de gas natural, incluyendo las capacidades de gas importado y las nuevas fuentes, aumentaría en el mediano plazo la oferta, lo que requeriría aumentar la capacidad en el SNT.
- En consecuencia, el desabastecimiento ya no ocurriría en 2024, sino en 2026.
En 2023 la UPME emitió el último estudio técnico del PAGN en el que propone, además, tres terminales de regasificación: en La Guajira, Cartagena y el Pacífico.
¿Qué ocurrió?
- La intervención del mercado en 2013 sigue sin generar los efectos esperados sobre aumento de la competencia del lado de la oferta y aportar suficiente información sobre reservas y transacciones del mercado, por lo que las reglas han tenido que adaptarse de tiempo en tiempo con innumerables modificaciones.
- Desde 2023 la CREG ha emitido resoluciones con señales de corto plazo que tienden a adaptar un mercado regulado con base en la creencia del superávit de gas, para un mercado que ahora es deficitario y escaso.
- Los IPAT no se hicieron en tiempo porque la CREG se demoró muchos años evaluando y autorizando las inversiones.
- Pese a que la CREG emitió la regulación para viabilizar la infraestructura de importación del Pacífico y su integración al mercado de gas, el proceso de selección del inversionista en la UPME se declaró desierto debido a que no logró promover el interés de inversionistas.
- El off shore no se espera para antes del 2030.
- La política para aumentar el abastecimiento con oferta local a través de yacimientos convencionales ha sido inestable. Y los no convencionales, pese a que Colombia podría tener grandes reservas de gas en el Magdalena Medio, su exploración no se ha podido hacer por el freno a los proyectos por detractores y opositores a la técnica del fracking. Esto, a pesar de que el campo con mayor producción de petróleo de la estatal petrolera colombiana se desarrolla con dicha técnica en Estados Unidos.
- Las autoridades competentes no están de acuerdo con el sector hidrocarburífero en que no hay gas.
Y así es como nos pasamos más de 15 años sabiendo que habría desabastecimiento, no hicimos nada en tiempo por aumentar la oferta local ni por viabilizar la infraestructura de importación, por lo que en vez de discutir los cambios estructurales que requiere el sector, hoy estamos emitiendo regulación para hacer frente a la urgencia del desabastecimiento.
*Abogada con más de 12 años de experiencia en el sector energético. Actualmente desempeña su práctica como Counsel del área de Energía & Cambio Climático en CMS Rodríguez-Azuero.