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“Hay que sincerar el tema: sí hay una escasez de gas”, reconoció esta semana el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, en entrevista con El Espectador. El mantenimiento de la regasificadora, que comenzó el 10 de octubre y se extenderá hasta el 14, evidenció las vulnerabilidades del sistema energético del país, después de dos años de debate sobre el déficit.
Colombia comenzó a importar gas en 2016 para respaldar a las plantas térmicas, pero desde diciembre de 2024 también se necesita traer el hidrocarburo del exterior para atender la demanda. Ahora, la única opción de importación es la terminal de regasificación ubicada en Cartagena: la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC LNG). Esta infraestructura tiene una capacidad de 450 millones de pies cúbicos de gas natural por día; de esa cifra, 410 millones se usan para respaldar la operación de las plantas térmicas y la cantidad restante sirve para atender el déficit nacional.
Que la regasificadora esté fuera de servicio durante el mantenimiento anual programado afecta, principalmente, al Caribe. Para abastecer a esa región se transporta la energía eléctrica desde el interior del país, pero las líneas de transmisión solo permiten mover cerca del 65 % de lo que se necesita, explica Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG).
Para evitar apagones, el Gobierno puso en marcha un plan. El Ministerio de Minas y Energía priorizó el gas disponible para respaldar la generación de energía. Mediante una circular, les ordenó a las empresas dueñas de los campos de producción entregar determinadas cantidades a las plantas térmicas del Caribe, dejando en sus manos la reasignación (en otras palabras, la decisión de a quiénes quitarles el gas). La industria, el único sector no priorizado, podía ser el más afectado.
En la noche del jueves, el Gobierno anunció un plan provisional, con un proyecto de resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que estuvo para comentarios durante solo seis horas. El documento busca que los grandes consumidores reduzcan voluntariamente el uso de gas a cambio de incentivos económicos, para equilibrar el sistema eléctrico. En la mañana del viernes, el Ministerio confirmó que Ecopetrol puso a disposición 71 GBTUD de gas adicional, proveniente de un esquema de contingencia que incluye la reducción de inyección de gas en los campos Cusiana y Cupiagua, menor consumo en los campos propios y de refinerías y la conexión al sistema eléctrico nacional para el suministro de algunos pozos del Meta.
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Ese gas, explicó la petrolera, asegura el suministro de aquellos agentes que podrían haberse visto afectados por la orden del Gobierno de reasignar cantidades a otras empresas del sector térmico. Con el ajuste, según el Minminas, quedó asegurado el suministro para los industriales, que seguían en vilo. El Gobierno seguirá monitoreando la situación en tiempo real hasta el martes 14 de octubre.
Sandra Fonseca, directora ejecutiva de la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía), dijo a este diario que la demanda industrial no regulada “está haciendo todo el esfuerzo por bajar consumos y aportar a esta crisis, pero aún no es claro si se logra abastecer la demanda remanente”. En cualquier caso, sostiene que ceder el gas que los industriales ya tenían contratado se debe compensar por la regulación. También defiende que es necesario “coordinar los criterios de confiabilidad entre energía eléctrica y gas, protegiendo la producción económica, y hacerlo con tiempo, no en el momento de la situación inminente de corte”.
A fin de cuentas, el parte de tranquilidad no evapora la incertidumbre ni borra el hecho de que el mercado de gas está apretado. Como dice Castañeda, no serán días normales, pues alguien se quedará sin gas: puntualmente, Ecopetrol y dos plantas térmicas, Termoyopal y Termo Mechero Morro, ubicadas en Casanare, que tampoco recibieron el gas esperado, según informó ANDEG a este diario.
La forma más sencilla de entender lo que está pasando es con este dicho que cita Castañeda: “La cobija no alcanza: si nos tapamos la cabeza, nos destapamos los pies”. El Gobierno lo llama reasignación y el sector privado, racionamiento. En la práctica, ambas se traducen en que no alcanzó el gas.
El año pasado, durante el mantenimiento de la regasificadora, los fantasmas de un apagón se espantaron mucho más rápido porque las plantas térmicas pudieron conseguir el gas que necesitaban con excedentes, pero este año solo consiguieron el 35 % del faltante.
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Luz Stella Murgas, presidenta de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), comenta que antes “los mantenimientos de este tipo transcurrían sin mayores implicaciones, gracias a que la producción nacional de gas era suficiente para atender toda la demanda en condiciones hidrológicas normales. Hoy el panorama ha cambiado: la producción local resulta insuficiente para cubrir las necesidades del país”.
Los proyectos para importar
A principios de 2024, funcionarios del gobierno de Gustavo Petro sostenían que el gas nacional era suficiente, pero en este punto de la historia ya está claro que la importación es indispensable y lo seguirá siendo hasta que entre al mercado el gas del pozo Sirius. Este año, cerca del 4 % de la demanda se está cubriendo con gas del exterior, que es más caro que el que se produce en el país. Además del precio de la molécula, los costos aumentan por la logística: para traer el hidrocarburo desde la fuente, que puede ser Estados Unidos o Trinidad y Tobago, es necesario comprimirlo para que sea líquido (GNL) y transportarlo en buques especializados. Luego hay que regasificarlo para inyectarlo a la red nacional.
Ante las quejas del presidente Gustavo Petro por los costos del gas importado, en el primer trimestre del año, Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, anunció que ya se habían eliminado las barreras regulatorias que impedían a la empresa traer gas del exterior y, por lo tanto, se pondrían en marcha varias iniciativas. La primera solución fue la regasificadora del Pacífico, con la contratación de servicios de recibo y almacenamiento en Buenaventura y regasificación en Buga, con capacidad de 60 millones de pies cúbicos por día. Los contratos ya están firmados y este gas entrará al mercado en el segundo trimestre del próximo año.
Ecopetrol estudió dos opciones para desarrollar proyectos de regasificación en el Caribe colombiano: Ballenas, en La Guajira, y Coveñas, en Sucre. Esta semana, la petrolera confirmó que el proyecto se adelantará en la terminal marítima de Coveñas, que “ofrece ventajas competitivas” frente a Ballenas.
En la primera fase, Cenit, filial de Ecopetrol, ajustará la infraestructura existente (la línea Ayacucho-Coveñas) para habilitar el recibo y manejo de 110 millones de pies cúbicos por día desde principios de 2027. En una segunda fase, el plan es convertir el oleoducto de Colombia en gasoducto, con lo que se alcanzaría una capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios. El 14 de octubre, el Grupo Ecopetrol abrirá el proceso para recibir ofertas de las empresas interesadas. Sin embargo, TGI, filial del Grupo Energía Bogotá, ha insistido en que la mejor opción es desarrollar el proyecto Ballenas, con capacidad de 300 millones de pies cúbicos por día, y que podría estar listo en año y medio.
“Uno quisiera que las empresas pensaran en el país y no se pusieran a pelear. Necesitamos garantizar el abastecimiento en los años siguientes hasta que entre Sirius. El Gobierno acompañará el proyecto que sea necesario, pero estamos explorando otras opciones”, sostuvo el ministro Palma sobre el debate entre TGI y Ecopetrol.
Por ahora, el jefe de la cartera insiste en que “lo más fácil, lo más barato y lo más cercano, y que no requiere regasificación” es el gas de Venezuela, pero también reconoce que esta opción se complica por las sanciones de la OFAC. Aunque Ecopetrol ya descartó esa alternativa, el ministro le dijo a El Espectador que el Gobierno sigue buscando los “habilitadores”.
Para 2026 se estima un déficit del 12 % de gas para atender la demanda, según las cifras de la Bolsa Mercantil de Colombia, que es el gestor del mercado de gas.
El futuro del gas
Las esperanzas a corto plazo están en la importación. Para que Colombia vuelva a ser autosuficiente la respuesta más clara es Sirius, un proyecto costa afuera, desarrollado por Ecopetrol y Petrobras, que podría aumentar las reservas de gas del país en un 200 %. Sin embargo, faltan varios años para poder usar ese hidrocarburo. Las empresas han dicho que el gas entraría al mercado mínimo en 2029. Para que eso pase, el proyecto tiene por delante un largo camino en el que se deben realizar 116 consultas y obtener licencia ambiental para la construcción del gasoducto submarino.
Castañeda señala que, aunque la situación actual no es solo responsabilidad del gobierno Petro (las reservas de gas vienen cayendo de forma sostenida desde 2017), la decisión de concentrar los esfuerzos en las áreas asignadas, y no firmar nuevos contratos, no fue la más adecuada. En esa misma línea, Julio César Vera, presidente de la Fundación XUA Energy, dice que es indispensable que el país enfoque los esfuerzos en aumentar la oferta. En su opinión, no se deberían descartar los yacimientos no convencionales (con fracking) ni la posibilidad de asignar nuevas áreas para exploración y explotación.
“Nuestro país cuenta con un potencial de reservas que sería irresponsable dejar bajo tierra. Si no aceleramos los proyectos de exploración y producción ya identificados, escenarios como el de esta semana se volverán más frecuentes y con mayores impactos para las familias colombianas”, alertó Murgas.
El mantenimiento de la regasificadora de Cartagena evidenció las vulnerabilidades del sistema. Aunque se espera que no haya afectaciones más allá de las mencionadas en este artículo, las medidas, los temores y la incertidumbre de este fin de semana son la confirmación de que el país debe buscar, de manera prioritaria, soluciones para el gas.
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