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En el Congreso de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco), Ecopetrol presentó la hoja de ruta de 2024-2034 para asegurar el abastecimiento de gas natural, la cual pasará por unos déficits.
La petrolera, que produce 76 % del gas que consume el país, prevé que en 2025 haya un faltante de 83 Gbtud (gigabritish térmicos unitarios diarios) de gas. De estos, 61 podrían ser cubiertos con opciones de gas nacional.
Ahora, para solucionarlo importará aproximadamente 100 Gbtud de gas, la cual cumpliría a través del sistema de regasificación y posiblemente mediante el gasoducto Antonio Ricaurte desde Venezuela. Cenit, la empresa de transporte y logística de hidrocarburos, acompañó a la petrolera venezolana Pdvsa e identificó que las estaciones de control estaban averiadas, por tal motivo, comenzaría a operar entre 10 a 12 meses.
Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, dijo que “la empresa está en capacidad de garantizar el abastecimiento en el corto, medio y largo plazos”, aunque requerirá que se flexibilicen las normativas para comercializar gas y agilidad en los permisos y licencias ambientales y sociales. A esto se sumaría “la obtención de la licencia especial de la Oficina de Control de Bienes Extranjeros de Estados Unidos (OFAC) para la importación de gas venezolano y la eliminación de las restricciones en la infraestructura de transporte”.
“Espero de verdad muy pronto estar haciendo anuncios de una flexibilización de apertura de esa restricción de la Ofac para que Colombia pueda contar con algo de gas”, dijo Roa.
La petrolera está explorando alternativas para recibir, almacenar y regasificar Gas Natural Licuado (GNL). Para esto, más de 10 compañías han mostrado interés. Será desde julio que cerrará la recepción de ofertas indicativas, y se espera contratar los servicios asociados a la regasificación de GNL en el segundo semestre de 2024.
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— Ecopetrol (@ECOPETROL_SA) June 27, 2024
🦎 ¿Cuándo iniciará la estrategia?
El Grupo Ecopetrol evalúa opciones para presentar al mercado conjunto de ofertas de suministro. Estas opciones provienen de diversas fuentes y estrategias, y tienen como objetivo cubrir la demanda a partir de 2025 y mantener precios competitivos.
A partir de 2029, se espera que comience a ingresar gas de descubrimientos materiales costa afuera. Estos incluyen áreas como Uchuva, Gorgon y Glaucus en aguas del Caribe.
Ante esto, las potenciales reservas descubiertas están entre 4 y 12 terapies cúbicos (TPC), lo cual podría multiplicar hasta 3 veces las reservas actuales del país.
La exploración futura arrancará en el tercer trimestre de 2024, con actividades de perforación en el pozo exploratorio Komodo-1. Si este pozo tiene éxito, se abrirá un portafolio de oportunidades en un área de 1,6 millones de hectáreas. Un potencial que podría llegar a 50 TPC, lo que representa 17 veces las reservas actuales de gas en Colombia.
🧯El plan de abastecimiento
La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), presentó su estudio para el horizonte de gas natural hasta 15 años. Para ello, evaluó tres escenarios de oferta y de demanda para presentar alternativas confiables, tomando en cuenta el desarrollo de costa afuera y la creación de un Comité Asesor de Planeación de Hidrocarburos.
Para lograrlo, propuso una obra de conexión del Valle inferior del Magdalena con el interior del país. Así se articularían los proyectos entre Barranquilla y Barrancabermeja.
Además, sería necesario un segundo y tercer gasoducto. Uno que conecta a Cúcuta con el Magdalena Medio para transportar gas desde el tramo Ballena - Barrancabermeja. El segundo, que conecta a Bogotá con el Magdalena Medio, como alternativa al tramo Cogua - Sabana.
Por último, sería necesaria la infraestructura de importación de gas en la Costa Pacífica y dos puntos más en La Guajira y Cartagena.
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