El presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Orlando Velandia, entregó el panorama sobre cómo está el abastecimiento y producción que podría evitar un déficit de gas en Colombia para 2025. ¿Por qué?
Según el funcionario, la producción de gas natural en Colombia es cerca de 974 millones de pies cúbicos por día (MMcf/d), de ese total, 954 MMcf/d corresponden al gas comprometido (que es el gas firme que se comercializa) lo que deja un restante de 20 MMcf/d (que si bien es un gas que existe, no es gas firme; es decir, es condicionado).
Si se tiene en cuenta que la demanda actual de gas natural en Colombia es cercana, también, a los 974 MMcf/d y que para 2025 se prevé que ésta aumente a cerca de 1.200 MMcf/d (como lo ve el mercado), habría entonces no solo un escenario de estrechez de gas, sino uno de déficit para el año que viene.
Este faltante sería, en línea con las estimaciones de los agentes del mercado, de 119 MMcf/d (que sería la diferencia de lo que se entregue el año entrante versus la demanda).
No obstante, según las cuentas de la ANH, hay una serie de sucesos que ayudarían a subsanar las cuentas y que el déficit para 2025, posiblemente, no se dé.
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¿Cuál es el balance de la ANH sobre el déficit de gas en Colombia de 2025?
Volviendo a los números, de los 974 millones de pies cúbicos de gas por día MMcf/d que se producen en Colombia, luego de restarle el firme que son 945 MMcf/d quedan 20 que, según lo manifestó el presidente de la Agencia, pese a que no es gas firme (porque está en pruebas extensas), se han creado los escenarios para que la demanda los pueda usar en contratos menores a un año.
“Hemos buscado, desde la CREG, en apoyo con el Comité Interinstitucional, como estos 20 MMcf/d puedan atender la demanda de algunos sectores esenciales, pero que no necesitan de la total firmeza”, manifestó Velandia.
En ese orden de ideas, la ANH dice que ese volumen de los 20 millones de pies cúbicos de gas por día podría restársele al déficit proyectado de 119 MMcf/d. Además, también se podría quitar de las cuentas, 40 MMcf/d que Ecopetrol se comprometió a autogestionarlos (con eficiencia energética, renovables y otros insumos de recobro) para quitarle ‘esa carga’ al sistema.
Ya, entonces, el faltante no sería de 119 como está previsto, sino que llegaría a 59 MMcf/d. No obstante, a este nuevo saldo del déficit también se le pueden restar más cosas. Pues, según la información entregada por Orlando Velandia, antes de cerrar este año, dos proyectos de gas natural declararán su comercialidad en el departamento de Córdoba:
Se trata del proyecto SINU-9 (de NG Energy, operado por CleanEnergy Resources) que entregaría 28 millones de pies cúbicos por día de gas y del pozo Arrecife Norte-1 (de Hocol, filial de Ecopetrol) que entregaría entre 5 y 10 MMcf/d.
“Hemos logrado tomar unas disposiciones y una gestión para que entre alrededor de cinco a diez millones de pies cúbicos que estaban atrapados en el campo Arrecife de Hocol, puedan también ya incorporarse”, manifestó el líder de la ANH.
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De manera que ya no se estaría hablando de un déficit de 59 MMcf/d, sino de cerca de 25 MMcf/d; lo anterior porque se le restarían a los faltantes la entrada de 28 de SINU-9 y de, al menos, seis de Arrecife (en el peor de los escenarios).
“Nosotros aún somos en eso conservadores; es decir, sólo ponemos seis millones de pies cúbicos, aunque hay vocación de poder colocar mucho más gas por el trabajo que está haciendo Hocol en esa área (aumentar la producción). Entonces, ya estamos hablando de un déficit de gas en Colombia de alrededor de 25 millones de pies cúbicos”, señaló Velandia.
Aunque queda ese saldo de 25 MMcf/d, el presidente de la Agencia aseguró que podrá subsanarse con dos alternativas: la primera (y la que según el funcionario es a la que más se le apunta) es la producción nacional que saldría de proyectos que tienen Parex y Ecopetrol en el Piedemonte Llanero -que cuenta con un potencial de entre 30 y 50 MMcf/d-. El cual empezaría su producción comercial en el primer trimestre de 2025.
Y, la segunda, la importación de gas por la planta de regasificación SPEC LNG. Sin embargo, el presidente de la ANH aseguró que, aunque no está descartada y sigue siendo parte del plan, es la opción que menos gustaría usarse.
