Desde hace un tiempo, el sector de gas natural en Colombia ha lanzado una serie de alertas (a la industria y el Gobierno Nacional) porque pasa por una compleja situación que amenaza la autosuficiencia y seguridad energética del país. ¿Por qué?
*(Se recomienda navegar este contenido en un computador)
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:
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 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.
Recomendado: Alarma por mayor déficit de gas natural en Colombia del esperado: piden impulso a importación
Ecopetrol, por su parte, teniendo en cuenta el panorama, anunció -en julio de este año- que avanza en la ejecución de la hoja de ruta 2024-2034, con la 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 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 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?:
Recomendado: Colombia reconoce grave déficit de gas natural: este es el plan de Ecopetrol para enfrentarlo
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:
Y entonces, ¿qué opciones reales tiene Colombia para hacerle frente al déficit de gas?
De acuerdo con el CREE, 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.
*(Escoja una opción y navegue dentro de este contenido)
X
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 -estas 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 (el gas que está al interior de Colombia -costa dentro o en el onshore- 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».
Recomendado: Traer gas natural del mar Caribe subiría los precios en Colombia, prevé Bancolombia
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 estas se destacan:
De las acciones adelantadas del Gobierno Nacional está la reciente aprobación de inversiones por parte de la CREG a proyectos incluidos en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, aprobado por el Ministerio de Minas y Energía en octubre de 2020 para entrar en operación en diciembre de 2022.
Dentro de estos proyectos se encuentran la Bidireccionalidad del gasoducto Barranquilla – Ballena e interconexión en estación de Ballena, entre otros.
La entrada en operación del proyecto de la bidireccionalidad del gasoducto Barranquilla – Ballena se prevé para mediados de 2027, lo cual amplía la capacidad de transporte para transportar excedentes de gas natural de la Costa Atlántica hacia el interior del país.
Estimular la producción nacional del gas onshore
Desde que se conoció el más reciente informe de Reservas de Hidrocarburos de Colombia (con corte a 2023) quedó más que claro lo imperativo que es aumentar la producción de gas natural y petróleo para que el país mejore este indicador. Incluso, el Gobierno Nacional en voz del MinEnergía y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos lo han manifestado, pero es un plan que aún no tiene la fuerza esperada.
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, tarea que es prioritaria.
«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.
Para Naturgas, se requieren medidas extraordinarias que den los incentivos y garantice el entorno necesario para atraer inversión y así llegar, por lo menos, a los niveles históricos de exploración. «Las inversiones en este sector son significativas y de alto riesgo para el inversionista».
Recomendado: La paradójica opción de Ecopetrol para importar gas: lo traería del fracking de EE. UU.
Y es que la exploración de nuevos pozos es lo que da posibilidad de sumar reservas. En onshore la gran apuesta está en: i) Arrecife 1 en Córdoba, ii) Ampliación de Gibraltar, pozos de Floreña, Recetor u Volcanera en el piedemonte llanero. Cabe recordar que, en los últimos dos años, se han registrado 15 nuevos hallazgos de gas en regiones continentales de Colombia, como Córdoba, Atlántico, Sucre y Magdalena.
«Estos descubrimientos, realizados por compañías como Canacol, Hocol, Lewis Energy y Frontera Energy, subrayan un prometedor panorama para la expansión de las reservas de gas natural. La importancia de estos hallazgos radica no solo en su potencial inmediato, sino en el impacto a largo plazo que podrían tener sobre el suministro energético del país», ratificó la Asociación Colombiana de Gas Natural.
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.
Así, 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.
«Nuestra prioridad es aumentar el recobro mejorado para una producción mayor de hidrocarburos, en especial de gas. Por eso, en las medidas anteriormente señaladas, se está siguiendo de forma atenta el comportamiento del factor de recobro», resaltó a este medio el Ministerio de Minas y Energía.
Traer las moléculas de gas natural del mar Caribe
Hoy en día Colombia necesita con urgencia anticipar el desarrollo de los proyectos que tenemos costa afuera, donde está concentrado el mayor potencial de las reservas de gas natural que permitirán retomar la autosuficiencia energética del país en el mediano plazo: los proyectos costa afuera tienen un potencial que puede brindarle a Colombia seguridad energética por varias décadas, así como en su momento lo hicieron Cusiana, Cupiagua, Ballena y Chuchupa.
En línea con Naturgas, «estos proyectos de exploración y producción cumplen con todos los criterios para ser declarados Proyectos de Interés Nacional y Estratégico (Pines) por parte del Gobierno Nacional, en la medida que nos permite recuperar la soberanía energética al tiempo que garantiza la seguridad energética del país».
En el offshore todas las esperanzas están volcadas a los siguientes proyectos: i) Uchuva-1 en las costas de Magdalena y La Guajira, y ii) Gorgon, Glaucos-1 y Kronos en las costas de Córdoba y Sucre.
Entre tanto, el CREE le explicó a Valora Analitik que el desarrollo de gas offshore depende directamente de Ecopetrol, sus aliados y de los proyectos que estén haciendo en el mar Caribe. Específicamente en Caribe Norte con Petrobras; en el clúster de Aguas Profundas con Oxy; y en Caribe Sur con Shell.
Se espera que, con base en la información entregada en varias ocasiones por el presidente de Ecopetrol Ricardo Roa, estos proyectos van a entrar de manera creciente a al final de la década y serán la clave para cerrar el problema de autoabastecimiento que el país va a tener que enfrentar.
«Llama la atención, por eso, que el Ministerio de Ambiente haya decidido posponer el licenciamiento de uno de los pozos de mayor relevancia: Komodo-1, que Ecopetrol operaría en alianza con Oxy. De no resolverse este tema rápidamente, el taladro tendrá que irse y se tendrán retrasos de año y medio en el cronograma», subrayó el centro de pensamiento.
Vale recordar que, en junio de 2024, Ecopetrol presentó la hoja de ruta 2024 – 2034 para asegurar el abastecimiento de gas natural en Colombia: esta estrategia incluye que, a partir de 2029, comience el ingreso del gas de los descubrimientos materiales costa afuera como Uchuva, Gorgon y Glaucus.
Es importante destacar que el potencial descubierto en aguas del Caribe está entre cuatro y 12 terapies cúbicos (TPC), lo que permitiría al país multiplicar hasta por tres veces sus reservas actuales.
«En los balances realizados por el sector, la primera producción de gas natural offshore -si somos capaces de que la licencia ambiental y las consultas previas se cierren en los tiempos que tenemos previstos- va a entrar en 2029. El proyecto más cercano es Uchuva (de Petrobras y Ecopetrol), y para 2024 se tiene previsto perforar dos pozos exploratorios adicionales«, afirmó la presidente de Naturgas.
Hay que decir que el primer descubrimiento en esta área se dio en el año 2022 con el pozo Uchuva-1, y este año se perfora Uchuva-2, para delimitar el tamaño y el volumen del yacimiento.
También se perforará un nuevo pozo (Buena Suerte) que significa una nueva probabilidad de existencia de más gas natural, y para el año 2025 Ecopetrol y Petrobras aprobaron las inversiones para perforar dos pozos adicionales: Uchuva-3 y el pozo delimitador del prospecto Buena Suerte, si resulta ser exitoso.
«Esto implica, por supuesto, la construcción de una infraestructura de gasoductos submarinos que conecten al campo con la infraestructura existente de Chuchupa o a la estación de Ballena, que está en el municipio de Manaure, La Guajira», añadió la experta.
Importación, ¿sí o no?
La opción más realista, de acuerdo con información del CREE, es la utilización de la planta regasificadora SPEC en Cartagena para el gas natural licuado (LNG), al tener una capacidad de importación de 450 millones de pies cúbicos día (equivalente a un poco más del 40 % de la demanda actual).
Sin embargo, actualmente esta planta está enfocada, principalmente, en las térmicas por que queda apenas un remanente pequeño para atender el resto de la demanda. Se requiere una ampliación y la flexibilidad para que SPEC pueda traer más gas y llevárselo al resto del país. La otra opción, que se está alejando cada vez más por la incertidumbre política, es traer el gas de Venezuela.
Sobre las opciones de importación, Frank Pearl de la ACP indicó a Valora Analitik que Colombia solo cuenta con una infraestructura que le permitiría ingresar gas al país de otras latitudes, y es la Planta de Regasificación del Caribe.
Sin embargo, esta cuenta con restricciones en su comercialidad por exclusividad al grupo térmico de la costa Caribe hasta 2031.
Aunque Calamari LNG, el agente comercializador de esta infraestructura, anunció que podría tener una capacidad adicional que pudiera atender las demandas del mercado de la costa, es importante tener en cuenta que el gas importado es más costoso y volátil en precios que el gas producido localmente.
«Adicionalmente, por su ubicación no es ajeno a las restricciones físicas y comerciales del transporte, pues entre más lejos se mueva el gas más se debe pagar, con lo cual estando ubicados en Cartagena se tendría que atravesar casi todo el Sistema de Transporte de la Costa y el transporte del interior del país hasta donde se requiera, pudiendo así en algunos casos, ser más caro el transporte del gas que el mismo gas», señaló Pearl.
De otra parte, dijo el experto, aunque hay proyectos adicionales que buscan nuevas plantas de regasificación, nuevos puertos, existen condiciones de trámite y constructivas que hacen que cualquier infraestructura que se haga hoy tenga entre dos y tres años, de manera que la única alternativa real para el corto plazo es SPEC.
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.
¿El gas importado sería más costoso?
Para la ACP, inevitablemente, el gas importado tendría un costo superior al gas local, además de que no se pagaría la reposición de las reservas del país, sino que se apalancaría la exploración y desarrollo en otras latitudes.
Entonces, además de la afectación económica para los colombianos por los aumentos en la factura de gas, está la afectación a las inversiones directas en el país y sus consecuentes aportes fiscales.
Asimismo, en diferentes coyunturas se ha demostrado que el gas importado -si bien es un mercado líquido y disponible- está expuesto a volatilidades y tensiones geopolíticas. «Un ejemplo reciente es la guerra Ucrania-Rusia, la cual multiplicó varias veces el precio del gas natural y evidenció la importancia de no depender de otros para el abastecimiento propio. Es importante considerar que existen diferentes mecanismos de contratación (de corto o largo plazo) y que dependiendo de cómo se desarrollen estos se definirá el costo de oportunidad sobre el gas», aseveró Pearl.
«Según números del propio Gobierno, se espera que el gas importado sea entre 65% y 70% más caro que el gas que hemos estado acostumbrados a consumir, esto sin incluir y las inversiones en la infraestructura que se requeriría. El offshore puede ser inclusive más caro. Se viene una presión de precios al alza que el gobierno no ha querido discutir y para la cual debemos prepararnos», detalló el Centro Regional de Estudios de Energía (CREE).
Finalmente, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia le confirmó a este medio de comunicación que la importación de gas sería más costosa que la producción nacional por implicar una serie de procesos de licuefacción, transporte marítimo, almacenamiento y regasificación.
«Sin embargo, cabe hacer un análisis de cuanto podría llegar a pesar sobre la tarifa de gas natural. El único componente de la tarifa de gas natural que se ve impactado por las limitaciones actuales de la oferta y la posibilidad de un mayor uso de gas natural importado es el Suministro “G”. Los demás componentes (Transporte (T), Distribución (D) y cargos fijos de comercialización) mantienen su valoración de acuerdo con las tarifas aprobadas para cada mercado por parte de la CREG», expuso el Ministerio.
En línea con la entidad, en el Boletín tarifario “Gas Combustible por Redes” correspondiente al primer trimestre de 2024 -que fue publicado por la SuperServicios el 24 de junio de 2024- con los datos recolectados por la entidad se extrae en el numeral 4.1. la siguiente conclusión: «(…) De estas cifras se evidencia que los componentes de Suministro (G), Transporte (T) y Distribución (D), tienen una participación promedio en el CUv de 47,5 %, 21,1 % y 29,6 %, respectivamente al final del periodo. (…)«.
Por tanto, para la cartera, solo ese 47,5 % del valor de la tarifa tendría cambios que se puedan relacionar a incorporar cantidades de gas importado a la demanda del país.
«Reiterando que en 2025 y 2026 no se prevé un uso extensivo de la importación para cubrir la demanda de gas natural del país, para efectos de un ejercicio ilustrativo, si se aprovecha la capacidad de regasificación de 50 GBTUD de la planta de SPEC -que son adicionales al compromiso con las obligaciones de energía en firme (OEF)- y se introducen al mercado nacional, estas cantidades estarían alrededor del 5 % de la demanda nacional, impactando de forma ‘ponderada’ a sólo 2,5 % del costo total del servicio«, recalcó la cartera minero energética.
Ahora bien, la institución del Gobierno Nacional insistió en que el impacto sobre ese porcentaje sería la diferencia entre el costo del gas natural importado y el gas nacional.
¿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:
*(Haga clic sobre los logos para más información)
El gas es indispensable para la cocción de alimentos:
¿Te atreves a asumir el reto en esta cocina?
Pon a prueba todo lo aprendido en este especial para entender las opciones reales que tiene Colombia para evitar un déficit de gas natural en el corto, mediano y largo plazo:
