Gas natural en Colombia: un mercado lleno de incertidumbre
El país requiere entre 2024 y 2026 un nuevo punto de suministro de gas que garantice la atención plena de la demanda, advierte un estudio de la UPME.
Jorge Sáenz
El futuro del gas natural en el país está sumido en una profunda incertidumbre, pues es un mercado que no tiene un horizonte claro. Falta incentivos a la inversión para elevar la exploración y la producción, una demanda más dinámica y tener costos y consumidores eficientes, según advierten los actores del negocio. Pero quizás el principal obstáculo que afronta esta industria es el transporte que permita interconectar los dos mercados con la creación de una estampilla nacional y un solo operador. Se requiere tener transparencia en los costos de los gasoductos, piden los productores.
“La UPME sigue manejando cifras erradas que conducen al Gobierno a incentivar el aumento desmesurado de las tarifas, de lo cual la planta de regasificación del Pacífico es solo un ejemplo. Estas cifras erradas contribuyen a retrasar cambios regulatorios justos y obligatorios, que no tienen ningún esfuerzo económico para los usuarios, como la publicación de la metodología de transporte que, por ley, ya debía haberse hecho, y como el paso definitivo a un cobro de transporte por estampilla”, señala Jorge Linero, vicepresidente de Gas Canacol Energy.
Lea también: La fragilidad oculta en el transporte del gas natural en Colombia
Uno de los detonantes que desnudaron las falencias de la industria del gas fue el reciente racionamiento que sufrió el interior del país. En esa emergencia, desde la costa Caribe apenas se logró colocar en el mercado interno cerca de 140 millones de pies cúbicos de gas, mientras otros productores se quedaron sin poder mandar el combustible por falta de capacidad de transporte.
Para dinamizar y darle mayor claridad al mercado se requiere trabajar más en la definición de los aspectos regulatorios y comerciales. Se necesita un plan de gas con datos concretos e integrales. “No se puede hacer planeación con solamente la punta del iceberg de los recursos gasíferos que tiene Colombia”, dijo Yeimi Báez, vicepresidenta de Gas de Ecopetrol, en un foro organizado por Asoenergía.
Potencial gasífero
Colombia no sabe con claridad cuáles son las reservas gasíferas que tiene. Promigás señala que estas pueden llegar a 51 TCF (trillion cubic feets, en inglés), mientras Ecopetrol las eleva a 70 TCF. Un plan de gas serio arranca reconociendo el potencial gasífero del país. “Nosotros no tenemos cifras ciertas. Estamos actuando ciegos”, señaló Linero.
La estatal Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) señaló que “el territorio cuenta con suficiente gas en el suelo para satisfacer las necesidades domésticas de Colombia en la década de 2030, aunque gran parte de estos volúmenes están funcionalmente varados (Cuenca del Bajo Magdalena) o aún en exploración/evaluación temprana (aguas profundas y gas de esquisto)”.
En un documento de abril de este año, la ANH admite que, según los estudios de su Vicepresidencia Técnica, la cuenca más importante es la Cordillera Oriental, con recursos prospectivos recuperables de 117 TCF, seguida por la cuenca del Valle del Magdalena Medio (VMM) con 29 TCF, luego está la cuenca Cesar-Ranchería con 9,9 TCF, mientras que la cuenca Catatumbo registra 7,8 TCF y la cuenca Valle Superior del Magdalena 1,7 TCF.
“Colombia es un país con un potencial enorme de gas natural, que alcanza casi para un siglo, como lo dicen algunos expertos. Este potencial ha sido verificado por expertos nacionales e internacionales, según estudios contratados por la UPME y por la ANH”, señala Linero.
Lea también: ¿El nuevo norte de la minería en Colombia?
Actualmente, en el país varias son las empresas con vocación gasífera como Canacol Energy, Lewis Energy, Hocol, CNE OIL & Gas, Ecopetrol, Petróleos Sud Americanos y Parex.
De estas empresas, por ejemplo, Canacol reporta éxitos exploratorios en los pozos Pandereta de 168 pies en Ciénaga de Oro y Porro Norte. También han reportado hallazgos en época reciente Frontera y Parex.
En cuanto a la producción de gas, la UPME reseña que el 52,59 % de la oferta provino de los campos de los Llanos Orientales, mientras La Guajira aportó 17,34 % y los campos del VIM (Valle del Magdalena) aportaron 22,08 %.
Ecopetrol consume el 24 % del gas producido en el país y se encuentra haciendo gestiones para reducir ese consumo para que se distribuya en el país. “Gracias a las optimizaciones que en Ecopetrol hemos hecho, en materia de consumo de gas, logramos que la UPME moviera el famoso déficit dos años”, sostuvo la vicepresidenta de Gas de Ecopetrol.
Los diferentes actores de la industria del gas en el país esperan que se materialice una flexibilidad regulatoria que contemple decisiones en materia de transporte y comercialización como lo ha venido anunciando la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
La presidenta de Asoenergía, Sandra Fonseca, sostuvo que “las señales de la UPME y la CREG sobre un potencial déficit en el corto plazo preocupan a la demanda de gas, porque aún no se cuenta con la conexión física sin restricciones entre el sistema de la costa y el sistema del interior, que aseguraría una oferta que existe en el norte y la planta de regasificadora de Cartagena ante un eventual déficit que pudiera ocurrir en el interior del país”.
Según Fonseca, para la demanda es muy importante definir una fuente adicional de gas en el mediano y largo plazo, ya sea de oferta doméstica o de mercado internacional, pero a precios competitivos que no limiten la demanda en su crecimiento. “Esperamos que se cumpla lo establecido en la ley de promoción de gas, que exige esto en sus lineamientos”. dijo.
Por su parte, la presidenta de Acolgen, Natalia Gutiérrez Jaramillo, recomienda que “si el Gobierno Nacional ve que las reservas no aumentan en un mediano plazo, debe tomar medidas para el abastecimiento interno vía importación”. Y advierte que “el panorama del mercado de gas natural del mediano plazo preocupa a la demanda termoeléctrica”.
Acciones de Ecopetrol
Las mayores actividades en busca de gas de Ecopetrol se centran en el mar Caribe colombiano, pero “tiene en el onshore (en tierra) oportunidades maravillosas”, dice Yeimi Báez. “El piedemonte llanero tiene muchas oportunidades. Nosotros estamos invirtiendo 500 millones de dólares este año y el próximo para seguir nuestra actividad allí, arrancamos con tres taladros”, anotó.
El Grupo Ecopetrol tiene un plan de inversiones de US$1,300 millones enfocadas en gas para el periodo 2021 a 2023. Estas inversiones están centradas en tres áreas: el piedemonte llanero, el Caribe en donde su filial Hocol tiene una robusta posición, y el Caribe costa afuera.
La empresa ha avanzado con buenos resultados: logró un volumen incremental en Guajira gracias a unos trabajos de reacondicionamiento de pozos que permitió 25 gigas en el mercado de la costa Norte; probó un potencial adicional en Gibraltar también con este tipo de actividad sumando 20 gigas disponibles; y recientemente anunció el descubrimiento de un campo nuevo en el piedemonte llanero (Liria YW12).
Lea también: Esta sería la transformación que le traería ISA a Ecopetrol
“En adelante el foco estará en continuar la ejecución de la actividad en Casanare que ya inició con tres taladros simultáneos; perforar un pozo costa afuera con nuestro socio Shell; ejecutar una importante campaña de exploración con Hocol y perforar los pilotos de investigación integral de no convencionales (fracking) puesto que allí también existe potencial gasífero”.
Para la vicepresidenta de Gas de Ecopetrol las preocupaciones deben estar centradas en la infraestructura que va a permitir sacar el gas offshore hacia el mercado doméstico. Pero en la medida en que los volúmenes sean importantes y se atienda la demanda interna, una parte de esas reservas irán para el mercado internacional. Por eso es tan importante que las obras necesarias para transportar el gas desde los pozos hasta los puertos se construyan.
Finalmente, para la Upme es claro que el país requiere entre 2024 y 2026 un nuevo punto de suministro de gas natural que garantice la atención plena de la demanda, incluso considerando el supuesto del fenómeno de El Niño en cualquier momento del año.
Ante la presencia de un fenómeno de El Niño en donde se tenga la necesidad de la operación de las plantas térmicas a gas natural a su capacidad total, y aun contando con la capacidad de regasificación de la terminal de Cartagena, el país requeriría de este nuevo punto de suministro a finales de 2022.
El futuro del gas natural en el país está sumido en una profunda incertidumbre, pues es un mercado que no tiene un horizonte claro. Falta incentivos a la inversión para elevar la exploración y la producción, una demanda más dinámica y tener costos y consumidores eficientes, según advierten los actores del negocio. Pero quizás el principal obstáculo que afronta esta industria es el transporte que permita interconectar los dos mercados con la creación de una estampilla nacional y un solo operador. Se requiere tener transparencia en los costos de los gasoductos, piden los productores.
“La UPME sigue manejando cifras erradas que conducen al Gobierno a incentivar el aumento desmesurado de las tarifas, de lo cual la planta de regasificación del Pacífico es solo un ejemplo. Estas cifras erradas contribuyen a retrasar cambios regulatorios justos y obligatorios, que no tienen ningún esfuerzo económico para los usuarios, como la publicación de la metodología de transporte que, por ley, ya debía haberse hecho, y como el paso definitivo a un cobro de transporte por estampilla”, señala Jorge Linero, vicepresidente de Gas Canacol Energy.
Lea también: La fragilidad oculta en el transporte del gas natural en Colombia
Uno de los detonantes que desnudaron las falencias de la industria del gas fue el reciente racionamiento que sufrió el interior del país. En esa emergencia, desde la costa Caribe apenas se logró colocar en el mercado interno cerca de 140 millones de pies cúbicos de gas, mientras otros productores se quedaron sin poder mandar el combustible por falta de capacidad de transporte.
Para dinamizar y darle mayor claridad al mercado se requiere trabajar más en la definición de los aspectos regulatorios y comerciales. Se necesita un plan de gas con datos concretos e integrales. “No se puede hacer planeación con solamente la punta del iceberg de los recursos gasíferos que tiene Colombia”, dijo Yeimi Báez, vicepresidenta de Gas de Ecopetrol, en un foro organizado por Asoenergía.
Potencial gasífero
Colombia no sabe con claridad cuáles son las reservas gasíferas que tiene. Promigás señala que estas pueden llegar a 51 TCF (trillion cubic feets, en inglés), mientras Ecopetrol las eleva a 70 TCF. Un plan de gas serio arranca reconociendo el potencial gasífero del país. “Nosotros no tenemos cifras ciertas. Estamos actuando ciegos”, señaló Linero.
La estatal Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) señaló que “el territorio cuenta con suficiente gas en el suelo para satisfacer las necesidades domésticas de Colombia en la década de 2030, aunque gran parte de estos volúmenes están funcionalmente varados (Cuenca del Bajo Magdalena) o aún en exploración/evaluación temprana (aguas profundas y gas de esquisto)”.
En un documento de abril de este año, la ANH admite que, según los estudios de su Vicepresidencia Técnica, la cuenca más importante es la Cordillera Oriental, con recursos prospectivos recuperables de 117 TCF, seguida por la cuenca del Valle del Magdalena Medio (VMM) con 29 TCF, luego está la cuenca Cesar-Ranchería con 9,9 TCF, mientras que la cuenca Catatumbo registra 7,8 TCF y la cuenca Valle Superior del Magdalena 1,7 TCF.
“Colombia es un país con un potencial enorme de gas natural, que alcanza casi para un siglo, como lo dicen algunos expertos. Este potencial ha sido verificado por expertos nacionales e internacionales, según estudios contratados por la UPME y por la ANH”, señala Linero.
Lea también: ¿El nuevo norte de la minería en Colombia?
Actualmente, en el país varias son las empresas con vocación gasífera como Canacol Energy, Lewis Energy, Hocol, CNE OIL & Gas, Ecopetrol, Petróleos Sud Americanos y Parex.
De estas empresas, por ejemplo, Canacol reporta éxitos exploratorios en los pozos Pandereta de 168 pies en Ciénaga de Oro y Porro Norte. También han reportado hallazgos en época reciente Frontera y Parex.
En cuanto a la producción de gas, la UPME reseña que el 52,59 % de la oferta provino de los campos de los Llanos Orientales, mientras La Guajira aportó 17,34 % y los campos del VIM (Valle del Magdalena) aportaron 22,08 %.
Ecopetrol consume el 24 % del gas producido en el país y se encuentra haciendo gestiones para reducir ese consumo para que se distribuya en el país. “Gracias a las optimizaciones que en Ecopetrol hemos hecho, en materia de consumo de gas, logramos que la UPME moviera el famoso déficit dos años”, sostuvo la vicepresidenta de Gas de Ecopetrol.
Los diferentes actores de la industria del gas en el país esperan que se materialice una flexibilidad regulatoria que contemple decisiones en materia de transporte y comercialización como lo ha venido anunciando la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
La presidenta de Asoenergía, Sandra Fonseca, sostuvo que “las señales de la UPME y la CREG sobre un potencial déficit en el corto plazo preocupan a la demanda de gas, porque aún no se cuenta con la conexión física sin restricciones entre el sistema de la costa y el sistema del interior, que aseguraría una oferta que existe en el norte y la planta de regasificadora de Cartagena ante un eventual déficit que pudiera ocurrir en el interior del país”.
Según Fonseca, para la demanda es muy importante definir una fuente adicional de gas en el mediano y largo plazo, ya sea de oferta doméstica o de mercado internacional, pero a precios competitivos que no limiten la demanda en su crecimiento. “Esperamos que se cumpla lo establecido en la ley de promoción de gas, que exige esto en sus lineamientos”. dijo.
Por su parte, la presidenta de Acolgen, Natalia Gutiérrez Jaramillo, recomienda que “si el Gobierno Nacional ve que las reservas no aumentan en un mediano plazo, debe tomar medidas para el abastecimiento interno vía importación”. Y advierte que “el panorama del mercado de gas natural del mediano plazo preocupa a la demanda termoeléctrica”.
Acciones de Ecopetrol
Las mayores actividades en busca de gas de Ecopetrol se centran en el mar Caribe colombiano, pero “tiene en el onshore (en tierra) oportunidades maravillosas”, dice Yeimi Báez. “El piedemonte llanero tiene muchas oportunidades. Nosotros estamos invirtiendo 500 millones de dólares este año y el próximo para seguir nuestra actividad allí, arrancamos con tres taladros”, anotó.
El Grupo Ecopetrol tiene un plan de inversiones de US$1,300 millones enfocadas en gas para el periodo 2021 a 2023. Estas inversiones están centradas en tres áreas: el piedemonte llanero, el Caribe en donde su filial Hocol tiene una robusta posición, y el Caribe costa afuera.
La empresa ha avanzado con buenos resultados: logró un volumen incremental en Guajira gracias a unos trabajos de reacondicionamiento de pozos que permitió 25 gigas en el mercado de la costa Norte; probó un potencial adicional en Gibraltar también con este tipo de actividad sumando 20 gigas disponibles; y recientemente anunció el descubrimiento de un campo nuevo en el piedemonte llanero (Liria YW12).
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“En adelante el foco estará en continuar la ejecución de la actividad en Casanare que ya inició con tres taladros simultáneos; perforar un pozo costa afuera con nuestro socio Shell; ejecutar una importante campaña de exploración con Hocol y perforar los pilotos de investigación integral de no convencionales (fracking) puesto que allí también existe potencial gasífero”.
Para la vicepresidenta de Gas de Ecopetrol las preocupaciones deben estar centradas en la infraestructura que va a permitir sacar el gas offshore hacia el mercado doméstico. Pero en la medida en que los volúmenes sean importantes y se atienda la demanda interna, una parte de esas reservas irán para el mercado internacional. Por eso es tan importante que las obras necesarias para transportar el gas desde los pozos hasta los puertos se construyan.
Finalmente, para la Upme es claro que el país requiere entre 2024 y 2026 un nuevo punto de suministro de gas natural que garantice la atención plena de la demanda, incluso considerando el supuesto del fenómeno de El Niño en cualquier momento del año.
Ante la presencia de un fenómeno de El Niño en donde se tenga la necesidad de la operación de las plantas térmicas a gas natural a su capacidad total, y aun contando con la capacidad de regasificación de la terminal de Cartagena, el país requeriría de este nuevo punto de suministro a finales de 2022.