Regasificadora del pacífico: la nueva manzana de la discordia

Por: Elizabeth Perea

 

Introducción

 

La Comisión Quinta del Senado de la República, mediante la audiencia pública del 23 de febrero de 2021, debatió la construcción de la planta de regasificación del Pacífico, tras la apertura de la Comisión de Regulación de Energía y Gas para realizar comentarios a las resoluciones 006 y 007 de 2021, donde se da luz verde para realizar el pago del proyecto antes de la terminación del gasoducto Buenaventura – Yumbo. Medida que pasa por alto lo establecido en la convocatoria publicada por la Unidad de Planeación Minero-Energética en el 2020, que señalaba que la construcción del gasoducto entre la planta y un punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte (SNT) en Yumbo era un requisito.

 

Lo anterior, ha sido considerado como un riesgo para los inversionistas de la regasificadora al permitir que se inicie su construcción sin el gasoducto, pues este es el que tiene un riesgo mayor de generar retrasos. De igual manera, se da vía libre para el uso de descargadores en tierra y posibilidades de sacar el gas en camiones, lo que implicaría una doble regasificación. También se cuestiona la metodología que sustenta la necesidad del proyecto y su capacidad de respuesta a la demanda de gas, teniendo en cuenta que solo las reservas probadas (R/P) actuales del país en yacimientos convencionales alcanzan para abastecer la demanda residencial de gas por casi una década más (9.8 años).

 

Distintos actores como la Dirección General Marítima, Dimar, Naturgas, expertos del sector, entre otros, resaltaron que el estudio de la UPME de 2018 sobre la viabilidad de dicha planta arrojó que sería necesaria en el 2030, más no en el 2021. Por esta razón, los expertos consideran injustificadas las acciones emprendidas por la UPME para adelantar su ejecución y resaltan que podría convertirse en otro “elefante blanco”, debido al impacto negativo que generaría para Colombia la importación de gas, primero porque el país dejaría de percibir una cuantiosa suma por concepto de regalías y, segundo, por el incremento en las facturas de gas.

 

Por lo anterior, esta investigación presenta un panorama general de los acontecimientos que se han venido presentando en torno a la puesta en marcha de la planta de regasificación de gas, lo que implica un análisis del balance de oferta y demanda de gas natural, antecedentes normativos, implicaciones e impactos y la opinión de los actores involucrados en el proceso. Finalmente, se entregan algunas conclusiones y recomendaciones.

 

Balance de oferta y demanda de gas a nivel nacional

 

Desde el 2018 las actividades de la industria petrolera en Colombia han tenido un comportamiento volátil debido a la caída de las exportaciones de petróleo y la desaceleración de los niveles de exploración, tal y como se puede apreciar en la inversión en contratos de Exploración y Producción (E&P) y de evaluación técnica (TEA’S). Esta situación también repercute negativamente en el sector gasífero del país, que, según    Promigas, experimenta un déficit en la producción en el corto y mediano plazo, debido a la pérdida de oferta a nivel nacional (Ver Imagen No. 1).

 

En 2019, con respecto al año anterior, las reservas probadas de gas natural sufrieron una caída del 16,3 %. Armando Zamora, presidente de la Agencia Nacional Hidrocarburos (ANH), asegura que este comportamiento se debió entre otras razones, a un aumento en el consumo sin tener nuevas incorporaciones de este recurso. Zamora, también expone que algunas empresas productoras postergaron sus procesos de evaluación antes de eventuales declaraciones de comercialidad [1].

 

Imagen No 1. Balance de oferta y demanda de gas natural – Mpcd

 

Fuente. Elaboración propia con datos del  Informe del sector gas natural 2019 – Promigas.

 

 

Al analizar el comportamiento de obtención de este recurso de 2019 a 2033 se identifican puntos de declinación con un agotamiento progresivo de las grandes fuentes de gas, donde algunos de los campos gasíferos disminuirán su aporte hasta llegar a cero, como son: Cusiana (Casanare), La Creciente (Sucre), Nelson (Córdoba), Gibraltar (Córdoba). Por ejemplo, en Casanare el campo Cusiana presenta indicios de desaparecer en el 2026; mientras que para el mismo año el campo Cupiagua tendrá una reducción del 80 % en el suministro de gas. Para el caso de la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, pese a que se posicionó en 2019 como la segunda región de mayor suministro después de los Llanos Orientales, experimentará para el mismo periodo una caída del 70 % en su producción (Ver Tabla No. 1) [2].

 

 

    Tabla No. 1 Potencial de producción según declaratorias de producción de gas natural- Gbtub
Potencial de producción según declaratorias de producción de gas natural – Gbtub
Campo 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Cupiagua (Casanare)
2018 240 240 240 240 240 240 227 192 166 147
2019 227 239 239 239 239 239 226 191 166 147 131
2020 227 287 265 270 270 270 256 222 189 158 131 119
Cusiana (Casanare)
2018 229 228 228 228 228 228 228 126 25 0
2019 256 228 228 228 228 215 148 97 64 33 0
2020 256 255 155 117 138 118 89 63 41 22 0 0
Pauto – Floreña (Casanare)
2018 148 148 139 137 137 137 137 137 130 109
2019 237 148 140 139 139 139 139 139 134 134 110
2020 237 242 196 219 199 205 167 143 134 124 110 88
Chuchupa y Ballena (La Guajira)
2018 253 213 180 150 122 99 82 74 61 51
2019 237 181 147 120 98 80 69 65 59 54 50
2020 237 185 164 136 111 90 75 68 61 55 50 46
Nelson (Córdoba)
2018 67 109 80 60 65 43 37 24 21 19
2019 54 74 95 87 72 79 33 30 0 0 0
2020 54 63 67 65 68 70 65 37 27 25 15 6
Gibraltar (Norte de Santander)
2018 41 45 47 47 47 47 47 45 35 26
2019 42 41 41 41 41 41 41 40 32 24 5
2020 42 39 41 41 41 41 41 41 39 30 32 2
Mamey (Sucre)
2018 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28
2019 26 27 27 24 24 24 16 14 12 10 9
2020 26 29 29 29 28 28 26 22 15 9 6 4
La Creciente (Sucre)
2018 25 17 8 4 3 0 0 0 0 0
2019 24 25 12 7 5 3 2 1 1 0 0
2020 24 14 10 7 4 3 2 1 0 0 0 0
Clarinete (Córdoba)
2018 36 46 46 46 45 34 34 34 28 22
2019 21 49 74 73 70 66 44 39 44 48 48
2020 21 14 88 78 71 71 65 61 61 60 40 30
Mamonal (Bolívar)
2018 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
2019 29 4 46 0 0 0 0 0 0 0 0
2020 29 17 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Otros campos petroleros
2018 315 202 187 169 131 90 57 44 29 15
2019 196 218 300 240 198 174 128 120 116 106 96
2020 196 230 224 240 236 214 179 161 139 120 99 60
Total
2018 1.381 1.277 1.183 1.110 1.047 946 877 704 524 417
2019 1.349 1.223 1.348 1.198 1.115 1.061 846 736 626 546 448
2020 1.349 1.374 1.239 1.201 1.166 1.109 906 818 706 602 474 353

Fuente. Elaboración propia con datos del Informe del sector gas natural 2020 – Promigas.

 

En cuanto a las proyecciones de la demanda de gas de los usuarios por sector económico para el mismo periodo, la Dirección de Estudios Sectoriales de la Contraloría General de la República (CGR), expone que, durante los primeros siete meses de 2019, el consumo de gas natural tuvo una disminución de 2,55 % con respecto al mismo período en 2018. Esta caída en el consumo nacional puede ser explicada por el crecimiento negativo de los sectores de mayor consumo, como lo son el termoeléctrico e industrial. Este último, según la UPME ya logró su pico más alto de cobertura superando el 90 %, sin embargo, la CGR manifiesta que Nariño, Cauca, Putumayo, Caquetá y Chocó aún no alcanzan ese nivel [3].

 

A partir del análisis sectorial del CGR se logró identificar que desde el 2010 la oferta de gas no satisface la demanda total del país y esto se debe en gran medida a la falta de infraestructura y almacenamiento en puntos estratégicos como Buenaventura, así como, la escasa coordinación en los despachos por el Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural, SNTGN.  De igual manera, se pronostica que a partir del 2022 la producción declarada de los campos iniciará un ciclo deficitario [4].

 

De acuerdo con la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), en el periodo comprendido entre 2022 – 2025 se requeriría incorporar alrededor de 1.7 terapies cúbicos a las reservas de gas para garantizar la autosuficiencia energética, donde cerca del 60 % son recursos ya descubiertos, que de ser desarrollados generarán cerca de 200 millones de dólares en regalías e impuestos. No obstante, se quieren ajustes tanto en la infraestructura de transporte como de comercialización [5].

 

En consecuencia, el Gobierno dispuso como estrategia en los planes de desarrollo del 2014 – 2018 “Todos por un nuevo país” y 2018 – 2022 “Pacto por Colombia”, “adoptar medidas regulatorias encaminadas a promover expansión oportuna del SNTGN, así como la ejecución de proyectos de confiabilidad y los sistemas de distribución, mediante el uso de mecanismos de competencia. Dichos mecanismos deberán ser aplicados por la UPME cuando su planeación indicativa lleve a identificar proyectos con carácter prioritario, una vez se haya constatado la disposición de demanda a contratar y pagar por dichos proyectos tras la aplicación de herramientas regulatorias definidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas” [6].

 

Para ello, se propuso la construcción de tres plantas de regasificación: una en la Costa Atlántica, seguida por el gasoducto Bahía Buenaventura hacia el municipio de Yumbo y otra en la Bahía de Buenaventura (Pacífico). Esta última fue planteada con el ánimo de atender las necesidades de gas de la población del sur del país, considerando que estas se encuentran alejadas de las principales fuentes de abastecimiento y aún no cuentan con este servicio. Para tal fin, el Ministerio de Minas y Energía asignó a la UPME la selección del inversionista que se encargará de su materialización y planeó que el proyecto contará con 400 millones de pies cúbicos por día, sobre un buque; una capacidad de almacenamiento de 170 000 m3 y una conexión del gasoducto al SNT en Yumbo (Valle del Cauca).                                         

                               

Antecedentes normativos de la flexibilización del gas en la Costa Pacífica

 

Con la intención de lograr la diversificación de las fuentes de suministro de gas, el Decreto 2345 de 2015 adiciona al Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía los lineamientos orientados a aumentar la confiabilidad, es decir, la capacidad del sistema de producción transporte, almacenamiento y distribución de gas natural para prestar el servicio sin interrupciones de corta duración ante fallas en infraestructura y la seguridad del abastecimiento de gas natural en Colombia, estableciendo que:

 

  • La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, será la encargada de establecer los mecanismos centralizados para adelantar la ejecución de los proyectos identificados en el plan.
  • La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), deberá elaborar el plan de abastecimiento de gas natural y aplicar los mecanismos centralizados dictados por la CREG.
  • El MinMinas adoptará un Plan de Abastecimiento de Gas Natural para un período de diez años, el cual tendrá en cuenta, entre otros, los costos de racionamiento y la información de las cantidades de gas importadas y/o exportadas [7].

 

Conforme con lo anterior, la UPME elaboró el Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural en 2016, el cual es adoptado mediante la Resolución 40006 de 2017 del Ministerio de Minas y Energía, donde se incluyen los proyectos con sus respectivas fechas para entrar en operación, tal y como lo establece la Tabla No 2. [8][9]:

 

 

Tabla No. 2 Proyectos de infraestructura gasífera
Proyectos de infraestructura gasífera
Proyecto Año y mes de entrada en construcción
Construcción Loop 10” Mariquita – Gualanday Enero 2020
Bidireccionalidad Barrancabermeja – Ballena Enero 2020
Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena Enero 2020
Compresores El Cerrito – Popayán Enero 2020
Construcción de la planta de regasificación del Pacífico Enero 2021
Construcción del gasoducto Buenaventura – Yumbo Enero 2021
Bidireccionalidad Yumbo – Mariquita Enero 2021

Fuente. Elaboración propia con información de la Resolución 40006 de 2017 del Ministerio de Minas y Energía.

 

 

La primera iniciativa es considerada prioritaria y susceptible de ejecutarse en primera instancia por la empresa TGI S.A. E.S.P., o en su defecto, a través de un proceso de selección con el fin de asegurar su entrada en operación de conformidad con el plan. La segunda, tiene por objetivo garantizar una capacidad de transporte bidireccional en el tramo Barrancabermeja – Ballena de 100 MPCD en Ballena, mientras que la bidireccionalidad Barranquilla – Ballena tendrá una capacidad de 170 MPCD. Mientras que, para la construcción del tramo Yumbo – Mariquita está condicionado a la selección del Inversionista por parte de la UPME para la ejecución del proyecto de Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico.

 

La planta de regasificación del Pacífico tiene por objetivo la prestación del servicio de almacenamiento de gas natural licuado; regasificación, transporte y diversos aspectos asociados a la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico (IIGP). Desde el 20 de octubre del 2020 hasta el segundo semestre de 2021 estará abierta la convocatoria para la inscripción de los inversionistas interesados [10]. La UPME está adelantando la convocatoria para adjudicar la construcción en los términos de competencia señalados en el marco jurídico implementado para ello (Imagen No. 2).

 

Para tal fin, el aspirante debe presentar una propuesta técnica y propuesta económica; constituir la garantía de seriedad y cumplimiento, contemplar en el ingreso anual esperado el pago de los horarios del auditor y contratar fiducia cumpliendo con toda la normatividad vigente nacional e internacional aplicable al proyecto de la IIGP. El seguimiento a la construcción de la obra lo realizará el auditor que será seleccionado de la lista construida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas y debe ser independiente del adjudicatario y sus contratistas.  Se tiene como fecha tentativa de entrega del proyecto el mes de diciembre de 2024 [11].

 

Imagen No. 2. Convocatoria regasificadora del Pacífico

Fuente. Elaboración propia con datos de la UPME.

 

 

Tal y como se muestra en la Imagen No. 2, la UPME fijó como plazo el 26 de abril de 2026 para finalizar las obras de construcción, exactamente 58 meses después del anuncio del adjudicatario del proyecto. Sin embargo, esta entidad ha señalado que la entrada en operación del gasoducto podría tardar mínimo cinco años a partir del inicio de las obras, mientras que la terminal de regasificación podría estar lista antes. Esta situación es contradictoria, pues la remuneración del proyecto debe iniciar cuando inicie operaciones en su totalidad, es decir, cuando el gasoducto esté finalizado.

 

Cabe mencionar que, en los documentos de licitación publicados en octubre, la UPME señala que el inversionista seleccionado debe analizar y tener en cuenta todos los posibles riesgos de cualquier tipo, incluidas las consideraciones físicas, ambientales y sociales. Al mismo tiempo, indica que el ejecutor del proyecto podría aumentar la capacidad de la infraestructura de importación de GNL por su cuenta y riesgo; esto implica una mayor flexibilidad al ejecutor y permite un menor control por parte de los actores implicados en la toma de decisiones.

 

 

La financiación y proyección de datos; el eje central del problema

 

La Agencia de Periodismo Investigativo, API, advirtió que varias empresas del sector gasífero han expuesto que el supuesto desabastecimiento de este recurso en el corto plazo se debe a la decisión del Consejo de Estado de mantener la suspensión del fracking en Colombia [12].

 

La API afirmó que la información recolectada por ellos da como resultado unas reservas probadas de gas, es decir económicamente explotables de 9.8 años desde el 2019 – 2028, cifra que no incluye a los bloques Tayrona (Guajira), Gorgón 1, Blu Angel y Orca del Caribe Colombiano. Dicho supuesto va en contraposición con la información presentada por la UPME sobre el desabastecimiento de gas en el corto plazo, razón por la cual, denuncian un aparente sobreestimado de la demanda de gas en aproximadamente un 20 % y una alteración de la oferta con el propósito de dar cimientos al posible desabastecimiento [13].

 

De la mano con lo anterior, manifiestan que ni los industriales ni las térmicas están dispuestos a sufragar el gasto que implica este proyecto. Así las cosas, el costo caerá en la demanda esencial compuesta por los estratos 1, 2 y 3 residenciales, el gas natural vehicular y las refinerías, en este caso Ecopetrol, que sumados representan el 47 % de la demanda. Para ellos, lo más preocupante es la posibilidad de que obliguen a la Estatal a pagar la planta, lo que podría impactar negativamente el Ebitda, es decir, el indicador contable de la rentabilidad de la empresa [14].

 

“Cada dólar que Ecopetrol gaste en esa planta regasificadora del Pacífico es un dólar menos de dividendos para la Nación. Al ser un dólar menos de dividendos es un dólar menos que va a recibir el Gobierno y que tendrá que recuperar en impuestos”, advirtió un directivo de una de las empresas productoras entrevistadas por la API, a quien por motivos de seguridad se decidió ocultar su identidad.

 

En concordancia con lo anterior, el senador José David Name, por el partido de la U, resaltó que “estamos ante un nuevo elefante blanco. Esta planta es una obra que no se necesita en estos momentos, pero la UPME sigue insistiendo en su construcción aun cuando va en contravía con el proceso de recuperación económica en el que nos encontramos, por el impacto que tendría el aumento en las tarifas para los usuarios de gas natural en el país”.

 

Name, declara que la resolución 007 beneficia a los inversionistas privados y premia las demoras en la construcción del gasoducto con pagos antes de que entre en operación y adicional a ello, se establece un incentivo del 8 % por fecha anticipada de puesta en marcha y por maniobra parcial de la infraestructura de importación de gas del pacifico. Al mismo tiempo, plantea interrogantes como: ¿Quiénes están detrás de este negocio?, ¿Quién llenará los bolsillos con el transporte?; si es tan urgente esta planta, ¿Por qué no se construye en la Guajira donde hay conexión para ambos sectores? [15].

 

Lo expuesto hasta aquí, da a entender un impacto negativo para el consumidor final partiendo del hecho de que el inversionista seleccionado tendrá dos fuentes de ingresos, una por la prestación de servicios asociados a la infraestructura de importación de gas, cuyo recaudo corresponde directamente al adjudicatario, y la otra por los pagos mensuales a realizarse por los transportadores que la UPME define como beneficiarios del proyecto.

 

Es necesario resaltar que, el gas doméstico es más económico que el importado y a la par genera pagos por regalías e impuestos al año; por ende, realizar importación podría impactar negativamente al sector. Esta debe ser una de las razones por las cuales el Gobierno priorice la explotación de gas en el país mediante Offshore (exploración, extracción y transporte de petróleo y gas que se encuentran mar adentro), como herramienta para generar autosuficiencia energética en el país.

 

 

 ¿La regasificadora del Pacífico afecta o beneficia la seguridad energética?

 

 

La construcción de la Regasificadora del Pacífico permitiría una distribución más eficiente del servicio de gas al contar con una fuente local de abastecimiento. Ante ello, Manuel Francisco Tenorio, gerente general de Aguadulce LNG SAS, empresa encargada de la producción de gas y distribución de combustibles gaseosos por tuberías, expuso en el foro “Planta Regasificadora del Pacífico: una oportunidad para impulsar la competitividad energética del suroccidente colombiano”, organizado por el Comité Intergremial e Interempresarial de Buenaventura – CIB y el Comité Intergremial y Empresarial del Valle del Cauca – CIEV;  que la prestación de los servicios energético y de gas no son permanentes en la zona del Pacífico y esto la hace menos atractiva para realizar inversión. Afirma que el Valle del Cauca paga la tarifa más alta a nivel nacional por el servicio de gas, ya que en este momento se pagan cerca de 8 segmentos de infraestructura conductora y cada una cuenta con su propio costo diferencial, lo que repercute en el consumidor final [16].

 

El director general de la UPME, Christian Jaramillo Herrera, en su intervención manifestó que la regasificadora genera confiabilidad a mediano y largo plazo del sector energético para la región y el país al ampliar la cobertura del servicio público domiciliario de gas y redes de energía eléctrica en poblaciones aledañas y al sur occidente colombiano. Además, se realizaría inversión regional que permitiría impulsar el desarrollo económico en un territorio azotado por el conflicto armado y el desempleo, pero que también cuenta con un gran potencial al poseer una ubicación estratégica que la posiciona como el principal puerto de Colombia [17].

 

Para Esteban Piedrahita, presidente de la Cámara de Comercio de Cali, existe la posibilidad de crear industrias transformadoras del gas producido y en otras de manufactura intensiva en energía. Análogamente, el gasoducto que conecta el puerto de Buenaventura con Yumbo permite que la planta se enlace con la red nacional de distribución, generando una respuesta oportuna en caso de desabastecimiento. Asimismo, mejora la situación actual de la industria local gracias a la reducción de los costos en generación eléctrica por parte de las termoeléctricas de la región [18].

 

Para la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones de Colombia, Andesco, la iniciativa propuesta es relevante en la medida en que brinda dinamismo y competitividad; a su vez, expone la necesidad de seguir explorando las posibilidades del Onshore y Offshore, tanto con técnicas convencionales como no convencionales, para aumentar las reservas probadas a futuro [19].

 

Por el contrario, la Asociación Colombiana de Gas Natural en Colombia, Naturgas, considera que su construcción es anticipada pues existe una serie de interrogantes sin resolver relacionados con los costos, la entrada en operación y respuesta a la demanda. Su director Andrés Sarmiento Grisales, manifestó que le han solicitado a MinMinas, UPME y CREG, que se aplace la convocatoria hasta tener claridad sobre su impacto [20].

 

Asoenergía, se ha pronunciado en diversos medios de comunicación afirmando que la metodología de estructuración del proyecto genera un aumento en el costo del gas natural del país e implica un retroceso en el proceso de transición energética a energías limpias. Con las resoluciones 006 y 007 de 2021, se permite la remuneración del proyecto sin haber culminado su conexión al sistema nacional de transporte de gas y esto, “plantearía la posibilidad de utilizar descargadores de tierra y transporte virtual de gas natural líquido considerando dos efectos ineficientes: la utilización de la terminal solo como almacenamiento y una doble capacidad de regasificación, al necesitar regasificación en los puntos de entrega, inclusive por parte de la demanda”. La asociación también denuncia que los datos sobre el potencial de oferta del país expuestos por la UPME no coinciden con los plasmados por los productores y tampoco consideran a la demanda en la afectación del precio [21].

 

Por su parte, Mónica Contreras, presidenta de la Transportadora de Gas Internacional (TGI), durante entrevista con Valora Analitik, fue enfática al decir que están dispuestos a apoyar la construcción de la planta siempre y cuando se garantice el abastecimiento del país, pues considera que hoy día el proyecto no es bancarizable. A su vez, Contreras advierte que las consultas previas en el Valle del Cauca pueden retrasar la entrada en funcionamiento de la iniciativa [22].

 

Ecopetrol es otra de las empresas que le ha solicitado al Gobierno Nacional revisar los supuestos empleados por la UPME para la proyección de la oferta y demanda de gas natural, los cuales determinan una fecha próxima de insuficiencia a nivel nacional de este recurso. Así mismo, la estatal solicitó analizar la metodología de remuneración de las inversiones propuesta por la CREG y la UPME, en la medida en que indica que todos los usuarios de gas natural conectados al sistema nacional de transporte asuman el costo de la infraestructura. Para la Estatal no todos los usuarios serán beneficiarios y más aún con los datos de precios del gas natural licuado y del transporte desde Buenaventura a los puntos de consumo [23].

 

Como instancia final, es importante analizar la experiencia internacional de países donde se han desarrollado estrategias de complementariedad entre las terminales de regasificación y la producción local. En China, por ejemplo, se tienen reservas probadas de gas para 40 años y a la par se han desarrollado 29 plantas de importación argumentando que esta estrategia garantiza la transición energética hacia combustibles renovables y limpios. Otro caso es el de Brasil, allí se presenta un incremento sustancial de la demanda de gas y como respuesta cubre el 20 % de la demanda interna y el restante, mediante las compras de gas a Bolivia. En la India, donde la oferta de gas es posible hasta los próximos 41 años, pretende aumentar a más del doble la participación del gas natural en la canasta energética en 2022, y para ello, tiene cuatro terminales de regasificación.

 

Lo anterior, demuestra que para garantizar la demanda futura de gas del país es necesario generar diversificación en el sector energético y para ello, debe asegurar la equidad en el tratamiento de todos los actores de la cadena a partir de unas reglas sólidas de integración, eliminando asimetrías, como las expuestas anteriormente.

 

 

Conclusiones

 

 

Analizando el balance de oferta y demanda de gas licuado del petróleo se observa una disminución progresiva de este recurso desde el 2013, pese a ello, las proyecciones presentadas por la UPME y empresas del sector no convergen en el punto donde se presentaría un déficit de oferta.  Situación que podría agravarse, si no se toman las decisiones correctas de política que garanticen el abastecimiento y la confiabilidad del GLP.

 

Razón por la cual, diversos actores de la cadena de producción esperan ajustes normativos que hagan viables las inversiones en exploración, explotación y transporte de gas y, para ello, sugieren una flexibilización de los mecanismos de contratación que promuevan la compra y venta de este recurso. Apuntan a la incorporación de gas licuado importado para atender el mercado nacional de gas colombiano.

 

Sin embargo, algunas empresas colombianas han señalado que considerar la importación es irresponsable pues no privilegia el hidrocarburo nacional al volverlo menos competitivo y esto impactaría de forma negativa a la industria petrolera local. A su vez, el país no se encuentra económicamente preparado para asumir los costos esta dinámica considerando la afectación generada por el Covid-19.

 

Conforme con lo anterior, existen dudas sobre la urgencia de que la planta regasificadora del Pacífico inicie su construcción en el 2021, tal y como lo sugiere la UPME. Primero, porque el gasoducto Buenaventura – Yumbo no ha culminado su elaboración y pese a ello, se establece un incentivo del 8 % por fecha anticipada de puesta en marcha; segundo, se advierten falencias en la metodología de remuneración de las inversiones propuesta por la CREG y la UPME, considerando que los usuarios de gas natural conectados al sistema nacional de transporte asumirán el costo de la infraestructura y tercero, denuncian una alteración de las cifras presentadas para justificar la puesta en marcha de la planta.

 

Su financiación es el eje central de discusión porque no se ha establecido la manera como se solventará el cuantioso pago de 700 millones de dólares que requiere el proyecto, de igual manera, se especula que los vallecaucanos serán quienes acarreen dicha suma mediante el pago de más impuestos por ser considerados beneficiarios directos.

 

Ahora bien, la regasificadora no sobredimensionará la oferta para atender la demanda, por cuanto su utilidad estará dada por la capacidad de responder a la necesidad de gas en un momento crítico. Supuesto que solo se comprobará en el momento en que esta entre en funcionamiento, lo que deja sin mayor amparo a los colombianos.

 

 

Bibliografía

 

 

[1] Ministerio de Minas y Energía. (2020). Boletín informativo. Obtenido de https://id.presidencia.gov.co/Paginas/prensa/2020/Reservas-probadas-de-petroleo-en-Colombia-aumentaron-a-6-3-anios-al-cierre-de-2019-200430.aspx

[2] Estudio sectorial. Viabilidad de la construcción de una planta de regasificación en la Costa Pacífica. (2019). Obtenido de file:///C:/Users/Elizabeth/Documents/CRUDO%202021/Investigaciones/Investigaci%C3%B3n%202/Estudio%20Sectorial%20Planta%20Regasificadora%20del%20Pac%C3%ADfico.pdf

[3] Ibidem

[4] Ibidem

[5] Asociación Colombiana del Petróleo. (2017). Para garantizar la autosuficiencia en gas Colombia necesita ajustes en infraestructura y normas de comercialización. Obtenido de https://acp.com.co/web2017/es/sala-de-prensa/comunicados-de-prensa/798-para-garantizar-la-autosuficiencia-en-gas-colombia-necesita-ajustes-en-infraestructura-y-normas-de-comercializacion

[6] Departamento Nacional de Planeación. (s.f.). Plan Nacional de Desarrollo 2014 – 2018. Obtenido de https://colaboracion.dnp.gov.co/CDT/PND/PND%202014-2018%20Tomo%201%20internet.pdf

Departamento Nacional de Planeación. (s.f.). Plan Nacional de Desarrollo 2018 – 2022. Obtenido de https://colaboracion.dnp.gov.co/CDT/Prensa/Resumen-PND2018-2022-final.pdf

[7] Ministerio de Minas y Energía. (3 de Diciembre de 2015). Decreto 2345 de 2015. Obtenido de https://www.minenergia.gov.co/documents/10180/23517/36878-Decreto-2345-3Dic2015.pdf/93354d4e-a9cc-4b91-9450-495c4b13c796

[8] Unidad de Planeación Minero Energética. (2016). Plan Transitorio de abastecimiento de gas natural. Obtenido de https://www1.upme.gov.co/Hidrocarburos/publicaciones/Plan_Transitorio_Abastecimiento_Gas_Natural.pdf

[9] Ministerio de Minas y Energía. (4 de Enero de 2017). Resolución 40006 de 2017. Obtenido de https://www.redjurista.com/Documents/resolucion_40006_de_2017_ministerio_de_minas_y_energia.aspx#/

[10] Unidad de Planeación Minero Energética. (Octubre de 2020). Convocatorias gas natural. Obtenido de https://www1.upme.gov.co/PromocionSector/Paginas/Planta-Regasificacion-pacifico-Colombiano.aspx

[11] Ministerio de Minas y Energía. (29 de Diciembre de 2017). Resolución 202 de 2017. Obtenido de http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/7a3cc763c5a988d005258210007ce0d1?OpenDocument

[12] Agencia de Periodismo Investigativo. (Junio de 2019). Los informes de Ecopetrol y la ANH que contradicen a la ministra de Minas sobre el fracking. Obtenido de https://agenciapi.co/investigacion/politica/los-informes-de-ecopetrol-y-la-anh-que-contradicen-la-ministra-de-minas

[13] Ibidem

[14] Ibidem

[15] Senado de la República. (24 de Febrero de 2021). Obtenido de https://www.senado.gov.co/index.php/prensa/lista-de-noticias/13-senadores/2316-se-aproxima-otro-elefante-blanco-senador-name

[16] Comité Intergremial y Empresarial del Valle. (16 de Diciembre de 2020). Foro ‘Planta regasificadora del Pacífico: Una oportunidad para impulsar la competitividad energética del suroccidente colombiano’. Obtenido de https://ciev.co/project/foro-planta-regasificadora-del-pacifico-una-oportunidad-para-impulsar-la-competitividad-energetica-del-suroccidente-colombiano/

[17] Ibidem

[18] Piedrahita, E. (25 de Agosto de 2017). Gas en el Pacífico. Obtenido de https://www.semana.com/opinion/articulo/gas-en-el-pacifico/537806/

[19] Bnamericas. (2020). Los obstáculos que enfrenta el proyecto colombiano de GNL en el Pacífico.

[20] Corporación Soluciones Energéticas Integrales SA. (Marzo de 2021). Naturgas solicita al gobierno aplazar la construcción de la planta regasificadora del Pacífico hasta que se definan los costos, entrada en operación e impacto en la demanda. Obtenido de https://www.cosenit.com/naturgas-solicita-al-gobierno-aplazar-construccion-de-la-planta-regasificadora-del-pacifico-hasta-que-se-definan-los-costos-entrada-en-operacion-e-impacto-en-lademanda/

[21] La República. (Marzo de 2021). El Proyecto de la Regasificadora del Pacífico podría empezar a operar de forma parcial. Obtenido de https://www.larepublica.co/economia/proyecto-de-la-regasificadora-del-pacifico-podria-empezar-a-operar-de-forma-parcial-3133584

[22] Valora Analitik. (Marzo de 2021). TGI está firme por regasificadora del pacífico, pero advierte varios riesgos. Obtenido de https://www.valoraanalitik.com/2021/03/23/tgi-firme-por-regasificadora-del-pacifico-pero-advierte-riesgos/

[23] El Espectador. (Febrero de 2021). Alerta roja por la regasificadora del Pacífico. Obtenido de https://www.elespectador.com/noticias/investigacion/alerta-roja-por-la-regasificadora-del-pacifico/