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Ecopetrol tiene en el portafolio de posibilidades tres opciones para tratar de evitar que el gas se agote en el país a partir de 2025. El presidente de la petrolera colombiana, Ricardo Roa, reiteró que una de esas opciones, tal vez la de mayor fuerza, es activar las conversaciones con la petrolera venezolana PDVSA para reactivar el gasoducto binacional “Antonio Ricaurte”, construido a un costo cercano a los US$497 millones en 2007.
“Hoy por estar vigente hasta el año 2027 se vuelve el vehículo jurídico de primer alcance para poder evaluar”, sostuvo el presidente de Ecopetrol al revelar los resultados financieros de la empresa petrolera durante 2023.
Sin embargo, este plan no resulta del todo claro para algunos analistas.
“Existen muchas incertidumbres acerca de los precios futuros y capacidad del transporte. El flujo de importaciones por el gasoducto Antonio Ricaurte, de poderse utilizar, no cumpliría con la demanda de importación nacional”, según Camilo Prieto, profesor de cambio climático de la U. Javeriana.
A través de su cuenta de X (anterior Twitter), Prieto destacó la importancia “que Colombia a futuro consolide una red con Venezuela para complementar nuestra matriz, pero en esa conexión técnicamente no es posible centrar las expectativas de abastecimiento en el corto plazo”.
Vale aclarar que Colombia importa gas desde hace cerca de siete año por la planta de regasificación de Cartagena.
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Los mayores consumidores de gas del país son las plantas térmicas, que adquieren alrededor de 30 % de lo que se produce en el país. Ese consumo se incrementa cuando se presenta un fenómeno de El Niño, como en la actualidad. Las proyecciones de la Upme indican que, en dos o tres años, el país no tendría gas para atender la demanda nacional.
Ahora bien, una segunda alternativa que explora Ecopetrol para abastecer parte de la demanda nacional es importar gas a través de la Sociedad Portuaria El Cayao (Spec), la planta de regasificación de Cartagena, “de donde se han venido importando entre 200 y 300 millones de pies cúbicos de gas a precios de entre US$17 y US$19 dólares por millón de BTU”, recordó Roa.
El ejecutivo reafirmó que desde ahí “estamos importando gas para el país por la condición del fenómeno de El Niño. Esa es la segunda opción que estamos revisando”, sostuvo.
Dentro de ese portafolio, Ecopetrol no descarta realizar unas mejoras “muy rápidas” en Chuchupa. El proyecto contempla habilitar una unidad de regasificación para utilizar el gasoducto Ballena Barranca que tiene capacidad para transportar hasta 260 millones de pies cúbicos diarios. “Son opciones que estamos evaluando en la línea de garantizarle la seguridad del gas a la industria y al país”, manifestó el presidente de la estatal petrolera.
La presidenta de Naturgas, Luz Stella Murgas, añadió que una de las alternativas para solucionar el problema de suministro de gas es integrar los dos mercados: el de la región Caribe con el del interior del país. La decisión está en manos de los expertos comisionados de la CREG. Eliminar este obstáculo permitiría transportar los excedentes del mercado del Caribe colombiano al interior, lo que permitiría cubrir la demanda.
El gas “offshore”, la salvación
Con el descubrimiento de la provincia gasífera en 2015 en aguas profundas del Caribe colombiano, con los pozos Kronos, Gorgon y Purple Angel se consideró la posibilidad de que el país contara con reservas suficientes de gas para atender la demanda nacional por varias décadas.
Debido a las altas inversiones que se requieren para desarrollar esos pozos, el interés se fue marchitando y solo ahora se ha vuelto a hablar del tema.
Ecopetrol ha sostenido que para la exploración en el offshore se mantiene el plan de inversión de este año en US$357 millones. Para desarrollar estos hallazgos se mantienen los vínculos con aliados como OXY, Shell y Petrobras: “con ellos estamos trabajando y vamos a seguir en ese proceso de maduración y desarrollo de esos hallazgos que hemos identificado”, señaló Ricardo Roa.
En Glaucos-1 y en Orca se han revelado unos resultados que reportan la presencia de dos formaciones importantes de gas. “Vamos a mantener esa actividad de análisis todavía a mayor detalle, porque lo que hemos encontrado allí es que parece, y en una buena proporción, de presencia de aceite”, explicó el presidente de la petrolera colombiana.
Para los analistas de Ecopetrol es claro que la presencia de gas es mayor al potencial que inicialmente “teníamos previamente identificado”.
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Alberto Consuegra vicepresidente operativo de Ecopetrol sostuvo que entre 2027 y 2029 “deberíamos estar trayendo esas moléculas de gas”.
“Estamos en la fase de delimitación de ese potencial. Por eso está Uchuva-2″, sostuvo el vicepresidente operativo. Y añadió: “El descubrimiento tiene la cantidad de gas que en un momento dado estábamos viendo. Siempre hablamos de rangos, lo que queremos es confirmar esos rangos. Orca-1, perforado en 2014, hizo descubrimiento de gas en una acumulación que es diferente a las encontradas en Orca Norte-1″.
Sin embargo, Consuegra admitió que “el plan inicial para desarrollar Orca lo vamos a tener que revaluar. Nos vamos a tomar un tiempo para evaluar cuál es la mejor manera de desarrollar esas reservas”.
En el entretanto, falta por ver cuál terminará siendo el efecto acumulado de El Niño sobre el mercado colombiano, que ya tiene una fuerte presión al alza en los precios de la energía eléctrica. Y, de fondo, falta esperar el informe de reservas de la ANH para ver cómo está parado el país de cara a su futuro energético para entender qué tanto pesará, o no, la opción de traer gas de Venezuela para atender la demanda nacional.
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