El optimismo que generó el hallazgo de gas en aguas profundas del Caribe, se diluyó ante la falta de infraestructura, una lejana explotación de estos yacimientos y los anuncios de desabastecimiento del combustible. Posición de la ACP. Vistazo EL NUEVO SIGLO

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Hace algo más de un mes Ecopetrol anuncio el más importante hallazgo gasífero Off Shore, en aguas del Caribe, de un gigantesco pozo de gas en la provincia Gorgon I que mostró la presencia de gas en aguas profundas en el sur del Caribe colombiano, en zonas ubicadas entre los 3.675 y los 4.415 metros de profundidad bajo el nivel medio del mar.

La Contraloría había advertido sobre la situación de escases del combustible para 2018 si no se tomaban algunas medidas al respecto.

El l organismo de control, tras hacer eco a un análisis de la Unidad de Planeación Minera Energética UPME, sobre los atrasos que se evidencian en la planeación y ejecución de nuevos proyectos en el sector gasífero y energético lanzó la advertencia sobre un posible desabastecimiento del gas natural en el interior del país.

Solo hasta 20121

Los campos que actualmente están en fase de producción le permitirán al país garantizar su autoabastecimiento solo hasta 2021. Para mantener los beneficios de suplir la demanda interna con producción local se requieran ajustes normativos, dice estudio de la ACP.

Con relación a la infraestructura, se requiere definir la normatividad, que aún está en consulta, de tal manera que permita impulsar la construcción de ampliaciones de capacidad de transporte de gas natural.

Según el estudio, las empresas de exploración y producción están a la expectativa de una flexibilización en los mecanismos de contratación para compra y venta de gas, lo que evitaría que quedaran recursos atrapados en campo por restricciones en el mercado.

Si Colombia quiere seguir beneficiándose de las ventajas de abastecer su demanda interna con gas natural nacional deberá hacer una serie de ajustes normativos que hagan viables las inversiones en exploración, producción y transporte de gas. Así concluye un estudio publicado por la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, que acata las recomendaciones de 16 empresas de exploración y producción de gas natural, con operaciones en el país, para que el entorno de inversión sea más competitivo.

De acuerdo con los resultados del estudio, con la normatividad actual, las nuevas incorporaciones de reservas probadas y las actuales áreas en producción son insuficientes para atender el mercado nacional con gas colombiano a partir de 2021, pues la declinación de los grandes campos continúa, y las nuevas perspectivas en materia de hidrocarburos en el mar Caribe y Yacimientos No Convencionales son proyectos que tomarán varios años en empezar a producir, en caso de que se verifique la viabilidad comercial de los recursos.

Incorporar reservas

De acuerdo con los cálculos de la ACP en el periodo 2022 – 2025 se requeriría incorporar alrededor de 1,7 terapiés cúbicos a las reservas de gas para garantizar la autosuficiencia energética, de los cuales casi 60 por ciento son recursos ya descubiertos (reservas 3P), que de ser desarrollados le dejarían al país alrededor de US$200 millones es por regalías e impuestos. Sin embargo, para impulsar la viabilización de estos recursos puedan ser producidos, se requiere se requieren ajustes en dos frentes: infraestructura de transporte y comercialización.

Por un lado, para mejorar y ampliar la infraestructura de transporte, las empresas recomiendan flexibilizar la normativa de “open season” de la Creg, que es un modelo de subasta que permite que más empresas puedan construir gasoductos. Así mismo, proponen revisar la normativa que restringe las posibilidades de los productores para entregar gas al Sistema Nacional de Transporte. Según cálculos de la ACP existen alrededor de 40 millones de pies cúbicos de gas que no han podido salir de los campos de producción a los centros de consumo por no tener acceso a un sistema de transporte eficiente.

En materia de comercialización, es fundamental que se permita realizar negociaciones bilaterales de contratos firmes e interrumpibles bimestrales, posterior a la negociación anual que permite la Creg, ya que esta restricción está dejando en la práctica gas atrapado que no puede venderse, aun cuando existe demanda para el mismo. Por esta misma razón, se sugiere que las empresas productoras puedan negociar bilateralmente contratos en firme con demanda industrial nueva, que requiere de gas natural.

Más mercado

“La poca flexibilidad del mercado de gas natural en materia de transporte y comercialización desestimula la demanda de este combustible, esto genera dudas a las empresas del sector a la hora de invertir en exploración y producción pues no tienen la certeza de en qué condiciones pueden vender su producto. Esto es lamentable porque sin duda en el país la demanda de una fuente de energía confiable y competitiva como gas natural va en aumento”, señaló Francisco José Lloreda Mera, presidente ejecutivo de la ACP.

El dirigente gremial destacó además la importancia de mantener la autosuficiencia en materia de gas. “Si bien contamos con una nueva alternativa para abastecer la demanda, con gas importado, sería incomprensible, e incluso irresponsable con el país y los colombianos, no privilegiar del hidrocarburo nacional, que permite acceder a este recurso energético a precios competitivos y le aporta al país impuestos, regalías, puestos de trabajo y seguridad en el suministro”, agregó Lloreda Mera.

Planta de regasificación del Pacífico: hay que nivelar la cancha

Según los datos recopilados por la ACP, con los recursos contingentes declarados actualmente es posible garantizar parte de la demanda nacional proyectada hasta 2025. Por tal razón, de acuerdo con el estudio, existen dudas sobre la urgencia de que la planta regasificadora del Pacífico entre en operación en el año 2021 como lo sugiere a la Upme. No obstante, en caso de que se mantengan los tiempos fijados por la entidad, las compañías del sector hicieron una serie de recomendaciones para que el gas importado entre a competir en igualdad de condiciones con el producto local.

“Los beneficios al importador anunciados en las propuestas regulatorias del Ministerio de Minas y la CREG, tales como el ingreso del gas importado garantizado durante 25 años y pagado por toda la demanda de gas, se beneficie o no con la planta; la integración vertical permitida al transportador cuando los demás agentes mantienen este tipo de restricciones; la financiación de la conexión al sistema nacional de transporte; entre otros, generan asimetrías en competencia frente al productor nacional que no cuenta con ninguno de estos beneficios”, explica el informe.

Por tal razón las productoras recomiendan revisar las condiciones regulatorias de integración y remuneración bajo las cuales la UPME y la CREG proponen la nueva planta de regasificación. Esto con el objetivo de garantizar la necesidad de la planta en el tiempo previsto y que esta no se convierta en un nuevo desestímulo para la inversión en exploración y producción de gas natural en yacimientos colombianos.

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