Yahoo Finanzas Déficit de gas natural en Colombia: más allá del problema, ¿cuál es la solución?
Desde hace un tiempo, el sector de gas natural en Colombia ha lanzado una serie de alertas (a la industria y el Gobierno Nacional) ya que pasa por una compleja situación que amenaza la autosuficiencia y seguridad energética del país. ¿Por qué?
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Estas alertas vienen de gremios del sector energético como Naturgas y la ACP, del financiero como ANIF, pero también de centros de pensamiento como el CREE y hasta de Ecopetrol (que, recientemente, reveló su previsualización para el futuro cercano sobre la suficiencia del gas natural en Colombia).
Lo más relevante:
Y entonces, ¿qué opciones reales tiene Colombia para hacerle frente al déficit de gas?
¿Qué debe tener en cuenta el Gobierno ante la contingencia (déficit de gas natural)?
Sin embargo, es necesario dejar de contemplar el problema y empezar a identificar las opciones reales que tiene el país para contrarrestar, en mayor medida, un escenario en el que Colombia sufra un serio faltante de gas natural.
Valora Analitik habló con el Ministerio de Minas y Energía (MinEnergía), el Centro Regional de Pensamiento de Estudios de Energía (CREE), la Asociación Colombiana de Gas Natural en Colombia (Naturgas), la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) para aterrizar el panorama y exponer cuáles son las cartas que tiene el país para evitar una crisis energética.
¿Déficit de gas natural en Colombia desde 2025?
Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, le explicó a Valora Analitik cuál es la situación actual de esta industria y por qué se está hablando de un déficit del energético a partir de 2025.
De acuerdo con la experta, el Gestor del Mercado de Gas Natural, que es el encargado de consolidar información y facilitar transacciones en el sector de gas natural, publica las cantidades que los productores venderán en firme (PTDVF) en el proceso de comercialización anual. Y, según el cronograma de la CREG, las negociaciones iniciaron el 29 de agosto de 2024.
Pero lo que Murgas pone sobre la mesa es lo siguiente: cuando se contrastan las cantidades de PTDVF -que publicó el Gestor del Mercado- con las necesidades de contratación en firme en el país es cuando se observa un déficit. “Para 2025, la necesidad de contratación es de 120 GBTUD frente a 43 GBTUD disponibles: lo que deja un faltante de 77 GBTUD”, indicó la líder gremial.
Para 2026, el panorama sigue empeorando: pues la necesidad de gas será de aproximadamente 350 GBTUD frente a 160 GBTUD disponibles, dejando un déficit de 190 GBTUD.
“Frente a los requerimientos de la demanda, esta disminución en la oferta reafirma la necesidad de priorizar las decisiones de política pública y regulatoria tendientes a incrementar la oferta local de gas y habilitar todas las fuentes externas de suministro. La suma de oferta local y de fuentes externas permitirá cubrir el 100 % de las necesidades de la demanda en el corto y mediano plazo”, manifestó Luz Stella Murgas.
Ecopetrol, por su parte, teniendo en cuenta el actual panorama, anunció -en julio de este año- que avanza en la ejecución de la hoja de ruta 2024-2034, que busca garantizar el abastecimiento de gas natural a más de 40 millones de colombianos.
Dicha hoja de ruta contempla la maximización de la producción en el interior del país y costa afuera en el mar Caribe, pero también importación del energético. “Estamos hablando de un plazo que podría ser a partir del segundo semestre de 2025. Nuestros cronogramas nos permiten establecer que no vamos a tener déficit de gas en el país”, indicó en su momento el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa Barragán.
Entre tanto, el Centro Regional de Estudios de Energía (CREE) subrayó que la incertidumbre sobre la oferta de gas natural en Colombia, en la actualidad, es el tema de mayor relevancia para el sector energético.
“De acuerdo con los datos del propio Gobierno Nacional, y de análisis como los que hemos hecho en el CREE, está previsto un déficit durante la segunda mitad de la década a raíz de la incapacidad de la oferta nacional para atender la demanda esperada (área gris en la gráfica). El hueco podría ser inclusive 11 % mayor a 2030 si se tienen en cuenta las necesidades de la transición energética de acuerdo con las políticas anunciadas (línea roja)”, precisó la entidad.
Adicionalmente, el Ministerio de Minas y Energía recordó que en el documento «Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023 – 2038”, y su resumen ejecutivo, se señalan tres escenarios de oferta y tres escenarios de demanda:
Pero… ¿en qué momento llegamos aquí?
El problema que tiene Colombia en la actualidad, en materia de gas natural, no se gestó en los últimos meses. De hecho, el país ha sufrido -desde tiempo atrás- una serie de malas decisiones que han frenado esta industria. Sin embargo, acciones más recientes han acrecentado el problema. ¿Cómo cuáles?:
Frank Pearl, presidente de la ACP, le dijo a Valora Analitik que esto «corresponde a una serie de decisiones que han generado la reducción de la oferta de gas, entre estas, el no incentivar la nueva exploración y producción de hidrocarburos; dificultades para operar en las áreas con potencial de gas, por temas ambientales y/o sociales, e incluso la decisión de no viabilizar los proyectos de fracturamiento hidráulico en yacimientos no convencionales en el país«.
Para el líder de la ACP, «se han limitado las alternativas para descubrir, desarrollar y producir el gas que necesitamos los colombianos; el cual, en un contexto de transición energética no solo será estratégico, sino que su demanda aumentará por sus beneficios ambientales, sociales y técnicos».
De otro lado, el Ministerio de Minas y Energía asegura que es necesario tener en cuenta que el gas combustible es un recurso no renovable, a diferencia de otras tecnologías y fuentes de energía. Frente a esto señaló tres aspectos clave:
«En el pasado hubo demoras en la viabilización de producción de gas costa afuera, que pudo haberse acelerado con una normativa que diera mejores condiciones de contratación para el inicio de construcción de infraestructura en los pozos. Debido a los tiempos de los proyectos de E&P, que se demoran entre siete y 14 años en promedio en entrar en producción, es evidente que el problema no responde simplemente a la coyuntura actual. Por eso, el actual gobierno está tomando medidas con un proyecto de decreto destinado a viabilizar la extracción e introducción de ese gas en nuestro sistema«.
«Buscamos, mediante la recuperación de infraestructura y el uso de oleoductos multifásicos, introducir una mayor cantidad de gas para su comercialización en el mercado para mejorar la eficiencia en la transmisión del gas hacia los usuarios finales».
«Si bien hay antecedentes de gobiernos pasados que han adelantado ciertas iniciativas en favor de la transición energética, este debió ser un proceso más ágil. Una inversión mayor en Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) reduce la demanda de gas prevista por la UPME».
Y entonces, ¿qué opciones reales tiene Colombia para hacerle frente al déficit de gas?
De acuerdo con el CREE, en la actualidad Colombia cuenta con cuatro opciones: los proyectos offshore, la importación de gas, acudir a Venezuela y volver reservas los recursos contingentes. El offshore, explica el centro de investigación, consiste en la explotación de recursos en el subsuelo marino a través de las diferentes alianzas que tiene Ecopetrol.
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Gas offshore (costa afuera)
Importación de gas
La segunda opción es la importación de gas, que ya está ocurriendo a través de la planta de regasificación de SPEC ubicada en Cartagena, pero vale aclarar que estas importaciones tienen un fin específico: abastecer a algunas plantas de energía térmica que están en la costa Caribe -éstas a su vez generan la energía para la región y sirven como respaldo del Sistema Interconectado Nacional (SIN)-.
Esta, que el CREE la cuenta como una tercera opción ya que sigue siendo importación, es poder traer el gas natural a Colombia desde Venezuela. Esto, en línea con la información de la entidad, «trae consigo una gran incertidumbre dado que no se sabe si, realmente, hay excedentes para exportar a Colombia ni cuántos. Tampoco los precios a los que llegaría, ni si será posible debido a las sanciones vigentes por parte de Estados Unidos y el incumplimiento de los compromisos democráticos a los que se había comprometido el gobierno de ese país de cara a las elecciones».
En cuarto lugar, están los recursos contingentes, que dependen de destrabar temas de infraestructura, económicos y de permisos sociales y ambientales (todos necesitan apoyo del Gobierno Nacional).
Para Pearl, de la ACP, «todas las iniciativas y los proyectos tienen etapas diferentes de maduración. Los proyectos costa afuera están unos más adelantados que otros, algunos ya hicieron sus descubrimientos y están trabajando en cómo conectar esos descubrimientos a tierra o a los gasoductos. Otros se encuentran en etapas de evaluación; de perforación, delimitación y análisis del yacimiento; de redireccionamiento y reorientación del proyecto; y otros en etapa de inicio. Es necesario el trabajo articulado Gobierno – industria para su gestión y avances».
Por su parte, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, indicó que desde la industria se han presentado diversas propuestas que le permitirían al país garantizar el abastecimiento de corto, mediano y largo plazo, y que requieren una acción urgente por parte del Gobierno Nacional, entre éstas se destacan:
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Estimular la producción nacional del gas onshore
Frank Pearl de la ACP le manifestó a Valora Analitik que la principal restricción que tienen los proyectos de gas natural en Colombia, no solo costa afuera, sino también en tierra, es la escasez de gasoductos.
«Tenemos dos mercados segmentados por la disposición de los gasoductos, si logramos conectarlos oportunamente podremos mover el gas de una forma mucho más eficiente. Además, los gasoductos hoy cuentan con tarifas que no reflejan eficiencia, por lo que revisar y explorar nuevas alternativas para la definición o actualización de estas tarifas sería necesario para cualquier proyecto de gas natural», precisó.
De manera transversal, Pearl afirmó que es clave gestionar, de manera articulada y oportuna, los temas ambientales para el desarrollo de estos proyectos, tanto de perforación como de transporte para que el gas pueda llegar del pozo a los usuarios, es prioritario.
«En tierra firme, Colombia ha tenido la fortuna de contar con cuencas sedimentarias como Sinú San Jacinto, Guajira y Llanos para abastecer el gas que consumimos los colombianos. En estas áreas hemos identificado los 18 proyectos que, combinando reservas, recursos contingentes y prospectivos, podrían aportar 250 millones de pies cúbicos. Proyectos que requieren superar diversas restricciones, por ejemplo, en temas de orden público y de infraestructura, como es el caso del departamento de Arauca», indicó.
La ayuda del recobro mejorado
En línea con información de Naturgas, el recobro mejorado es un conjunto de técnicas avanzadas que la industria de hidrocarburos implementa para maximizar la extracción del energético. Dichas técnicas, que van desde la inyección de fluidos hasta el uso de métodos térmicos, permiten movilizar las reservas de gas que de otra manera quedarían atrapadas en las formaciones geológicas.
De esta manera, se aumenta significativamente la producción de gas natural, lo que contribuye a garantizar el suministro energético del país y a fortalecer la competitividad de diversos sectores industriales. Para la Asociación, aunque esta técnica puede aportar recursos adicionales, no es suficiente para abastecer las proyecciones de la demanda actual y futura en el país.
Traer las moléculas de gas natural del mar Caribe
Lo que se está haciendo
¿qué falta?
Importación, ¿sí o no?
Daniel Enrique Medina, presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros (Aciem), indicó que «el país se demoró en buscar soluciones para aumentar la disponibilidad de gas natural con el fin de evitar efectos negativos en el mercado y en los usuarios que sin duda, serán los más afectados con las posibles restricciones en el suministro, por ello es urgente incrementar las importaciones de gas para enfrentar el déficit que se podría presentar a comienzos del próximo año».
Para el presidente de Aciem, mitigar los riesgos de abastecimiento debería implicar la comercialización de gas natural importado que no sea requerido por las plantas térmicas que reciben el combustible de la planta de regasificación de gas natural en Cartagena.
«Esto no es nuevo y ya se ha ejecutado en otras oportunidades obedeciendo a criterios comerciales, luego el déficit de corto plazo se podría resolver de la misma manera, claro está, a costos superiores del orden de dos a tres veces el precio del gas natural producido nacionalmente con el impacto en los usuarios y en el Gobierno por los mayores subsidios que sería necesario pagar», agregó Daniel Enrique Medina.
Y recordó que la planta de regasificación de Cartagena incrementaría su capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios a 530 millones hacia 2027, lo cual ayudaría a mitigar parcialmente el problema, sin solucionarlo completamente.
¿Qué debe tener en cuenta el Gobierno ante la contingencia (déficit de gas natural)?
Esto es lo que respondieron a Valora Analitik el CREE y los gremios Naturgas y ACP:
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