Naturgás advierte que el país está perdiendo 45 años de autosuficiencia en gas; fracking sería solución a corto plazo

SEMANA: ¿Cuál es la situación real del gas natural en Colombia?

Luz Stella Murgas: Hoy estamos perdiendo 45 años de autosuficiencia en gas natural para atender la demanda residencial, comercial, vehicular e industrial. Hay un déficit de gas local para satisfacer las necesidades de contratación de gas que se requieren para 2025 y 2026 y eso nos lleva y nos obliga a una situación de sumar a las fuentes locales, fuentes externas, es decir, gas importado para cubrir el 100% de la demanda.

SEMANA: ¿Por qué llegamos a esto? ¿Por qué perdimos esa autosuficiencia?

L.S.M.: A mi juicio, es la suma de múltiples factores. Lo primero, la disminución de las reservas. Hay una correlación directa entre la perforación de pozos exploratorios y el incremento de reservas. En la última década hemos perforado, promedio anual, 39 pozos exploratorios y la década inmediatamente anterior perforábamos promedio anual 120 pozos exploratorios. Pasamos de tener una autosuficiencia de 13 años a 6 años. Luego necesitamos subir la actividad exploratoria para poder incrementar las reservas y poder sustituir las reservas que nos estamos consumiendo año a año. En segundo lugar, no se desarrollaron los proyectos de yacimientos no convencionales. En su momento se tenían asignadas las áreas, suscritos los contratos con compañías que tienen altos estándares internacionales desde el punto de vista técnico y financiero -ConocoPhillips, ExxonMobil-, se tenía la regulación técnica para desarrollarlos, mitigando cualquier riesgo. No se desarrollaron, luego surgió la idea de los pilotos para poder escuchar a las personas que estaban en contra del fracking, pero no se expidieron las licencias ambientales a tiempo para desarrollar esos pilotos y llegamos a un gobierno cuya política pública es no desarrollar yacimientos no convencionales.

SEMANA: ¿Cuánto representan los yacimientos no convencionales?

L.S.M.: Hoy tenemos de reservas probadas 2,3 terapies cúbicos de gas. El potencial de yacimientos no convencionales es de 24 terapies cúbicos. Es decir, que eso nos hubiera evitado estar en la situación en la que estamos.

SEMANA: Sigamos con las razones que nos llevaron a esa situación…

L.S.M: El tercer factor son las señales de política pública. Un gobierno que anuncia que no va a suscribir nuevos contratos de exploración y producción, lo que hace es alejar el interés para atraer nuevas inversiones en exploración y producción. Recordemos que en este sector las inversiones tienen resultados a largo plazo, de ahí que sea importante para garantizar el abastecimiento del mediano y largo plazo, atraer inversión. Y Colombia, en este caso, compite inclusive con los países de la región. Entonces, la inversión que no llega a Colombia se va para Trinidad y Tobago, Guyana, Surinam, inclusive para México, porque antes de que el presidente AMLO termine su gobierno, anunció que Pemex va a incrementar la inversión en el desarrollo de gas. Lo mismo pasa en Brasil. El presidente Lula ha sido muy pragmático en el sentido de que tiene que garantizar el bienestar de 240 millones de personas y las fuentes e ingresos que obtiene el sector de hidrocarburos es fundamental para cumplir ese propósito. Y en Argentina también el desarrollo de la cuenca Vaca Muerta ha incrementado la producción de gas. Perú exporta gas natural, es decir que la inversión que nosotros no traigamos se va a los países vecinos.

SEMANA: ¿Y qué está pasando en el corto plazo?

L.S.M.: De 120 GBTU que necesitamos contratar para 2025, solo hay disponible para la venta 43 GBTU. Y en 2026 el déficit se incrementa a 16% de la demanda total nacional. Requerimos 350 GBTU y solo hay disponibles para la venta 160. Eso indica y exige que el proceso de comercialización que es a través del cual se vende y se compra gas, necesita unas reglas ajustadas al escenario de escasez en el que nos encontramos hoy. El gas se comercializa una vez al año justo en el periodo en que nos encontramos y las reglas para esos procesos fueron establecidas en un mercado de abundancia de gas. La situación actual exige y amerita que la Comisión de Regulación y el Ministerio de Minas y Energía ajusten y flexibilicen las reglas para comercializar el gas. Voy a poner un ejemplo, si tenemos solo 43 de los 120 y los mecanismos son, por ejemplo, de subasta podrán ustedes imaginar a dónde van a llegar los precios del gas porque si requerimos 120 todos los distribuidores y comercializadores van a ir por esos 43 que hay disponibles y eso seguramente generará una competencia en precios que nos va a impactar, por supuesto, en las tarifas a los usuarios finales.

SEMANA: ¿Qué cálculos tienen ustedes en materia de tarifas para los usuarios?

L.S.M: La tarifa al usuario final es el resultado de combinar la porción del gas importado versus las cantidades y los precios de las distintas fuentes que se vayan a utilizar. Si estuviéramos hablando de cubrir la demanda de Bogotá y en ese escenario se adquiere una porción de gas importado, de gas proveniente del campo Gibraltar en Santander y del campo Cusiana en Casanare, el resultado de la tarifa final será calcular y combinar la porción de cada una de esas fuentes en cantidades y precios. Por esta razón, hoy no puedo decir un impacto en números.

Sí puedo decir que, históricamente, el servicio de gas natural ha sido el más económico de todos los colombianos. Primero, según las cifras del Departamento Nacional de Planeación, el servicio público de gas natural representa menos del 1% del costo total de la canasta de consumo de un hogar pobre. La energía eléctrica representa el 13%, el agua y alcantarillado representan 4,6% y el aseo el 1,1%. Eso ratifica que el servicio público domiciliario de gas es el más económico.

Una familia ubicada en estratos 1 y 2 paga un promedio mensual de 10.000 a 12.000 pesos. Eso teniendo en cuenta un metro cúbico alrededor de 2.200 pesos, un consumo promedio entre 10 y 12 metros cúbicos por mes y, por supuesto, el subsidio que reciben esos estratos que es del 60% y el 50%. Tenemos que proteger y recuperar la autosuficiencia en Colombia porque ser autosuficientes es lo que nos ha permitido tener el privilegio de contar con esos precios bajos y tenemos que trabajar en anticipar los proyectos, sobre todo los de costa afuera, donde está concentrado el mayor potencial de nuestras reservas, para poder retomar la autosuficiencia para la demanda esencial y la demanda industrial.

SEMANA: Miremos el corto plazo: ¿qué hay que hacer para enfrentar el desabastecimiento que se nos puede venir?

L.S.M.: Antes del 21 de agosto, el Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación tienen que flexibilizar las reglas de comercialización del gas que ahora tenemos disponible para la venta, con el ánimo de mitigar el impacto y poder hacer una verdadera asignación y distribuir ese gas de una manera equitativa.

Esas reglas de flexibilización, ¿por qué son necesarias antes del 21 de agosto? Porque en el cronograma expedido por la CREG, a partir del 21 de agosto comienzan las negociaciones de compra y venta de gas. Lo segundo es que todavía siguen pendientes las decisiones sobre las inversiones para ampliar las capacidades de los gasoductos, especialmente, de Barranquilla-Ballena, que nos va a permitir traer excedentes de gas de la Costa Atlántica o el gas importado de la planta de regasificación, al centro y sur del país donde se concentra el déficit. También es necesario de manera inmediata que se definan las solicitudes de las tarifas y de los cargos de transporte y unas solicitudes de agregación de tramos que también va a facilitar el flujo de la molécula por todo el territorio nacional.

SEMANA: ¿Y en materia de exploración y producción?

L.S.M.: En eso hay que insistir. La prioridad para Colombia debe ser desarrollar los hallazgos de gas natural, anticipar el desarrollo de los proyectos, tanto en áreas continentales como en costa afuera, para retomar nuestra autosuficiencia. Y sí, nos toca habilitar todas las fuentes externas de gas. Hoy tenemos solo una, que es esa planta que utilizan los térmicos para respaldar la generación de energía eléctrica, que es un buque que está en Cartagena parqueado, que almacena gas natural licuado importado y lo regasifica cuando hay fenómenos de El Niño principalmente. Pero esa planta tiene una capacidad adicional a la que ya tienen contratados los térmicos que puede ser utilizada para el resto de la demanda, pero hay que habilitar otras fuentes para no depender solo de una y es ahí cuando hemos escuchado que se están haciendo análisis sobre proyectos, la planta de regasificación del Pacífico, cuyo cuello de botella es la construcción del gasoducto que une esa planta con el sistema de transporte. Ecopetrol anunció que hay un poliducto en esa misma ruta que podría ser reconvertido a gas. Hay otro proyecto que se está analizando en La Guajira, costa afuera también, que es otra planta parecida a la que tenemos en Cartagena, con la ventaja de que se conecta directamente a la infraestructura de Chuchupa, que es un campo de producción que opera Hocol, y eso ya está conectado al sistema de transporte. Entonces hay que tener multiplicidad de fuentes externas para poder garantizar el 100% del suministro.

SEMANA: La importación se vuelve inevitable, hay que importar. ¿Contamos con la capacidad para hacerlo en el corto plazo, dado que solo tenemos la planta de regasificación del Caribe?

L.S.M.: La planta de regasificación del Caribe tiene una capacidad adicional que equivale al 5% de la demanda total nacional y tiene una capacidad extra equivalente al 8%, es decir, sumados son el 13%, pero esa capacidad extra del 8% requiere también que la regulación, expedida por la Comisión, y que el Ministerio habiliten la posibilidad de que este gas importando atienda al resto de la demanda que no es la térmica. Sin esos habilitadores regulatorios y de política pública no vamos a poder ni siquiera contar con el gas importado.

SEMANA: ¿Cómo se hace para tener esas definiciones de materia de política pública y sobre todo regulatorias con una CREG que no tiene directores?

L.S.M.: La interinidad yo creo que ha retrasado la decisión de las medidas, porque no es solo tener quórum. El volumen del trabajo de la CREG, que no solamente tiene el mercado de gas, sino también el de energía eléctrica y el de combustible líquidos, exige que los seis comisionados estén trabajando en propiedad y de manera continua y permanente.

No es solo tener un quórum para tomar una que otra decisión, porque repito, el volumen y la magnitud de impacto de las decisiones de la CREG en un mercado que es muy regulado, como el de gas natural, exige, por supuesto, que la CREG esté funcionando al 100%. Sí creo que eso ha retrasado la toma de decisiones.

Hay que reconocer que hay dos proyectos de resoluciones de la CREG que fueron sometidos a consulta. Ese periodo de enviar comentarios ya terminó y ahí contiene algunas medidas que pueden flexibilizar la regla para el proceso de comercialización actual, pero no han sido adoptadas de manera definitiva. Mientras eso no suceda, no tendremos avance en esa materia. Si no garantizamos tener esa regla antes del 21 de agosto, por supuesto no vamos a poder mitigar el impacto en precios.

Lo otro es que el Ministerio también sacó a consulta un borrador de decreto para flexibilizar las reglas de la comercialización del gas importado y anticipar la comercialización del gas costa afuera. Tampoco se ha adoptado de manera definitiva. Entonces, cuando uno hace un balance de cuáles han sido las medidas que ha adoptado el Gobierno, mientras no tenga medidas firmadas, publicadas y notificadas no tengo nada. Esa es la realidad. El ministro ha señalado que el ministerio expidió el plan de abastecimiento de gas. La Upme expidió el estudio técnico del plan de abastecimiento de gas, pero el plan de abastecimiento no ha sido aprobado por el ministerio.

SEMANA: ¿Qué tiene el plan de abastecimiento de gas?

L.S.M.: La identificación de proyectos de infraestructura para garantizar el abastecimiento. Hay un sinnúmero de proyectos. ¿Qué hicimos nosotros desde Naturgás? Anunciamos el año pasado un plan integral de seguridad energética que prioriza de ese número de proyectos cuáles en el corto y en el mediano plazo nos permitirían garantizar el suministro. Entonces eso es uno. Y lo otro que ha mencionado el ministro es que ha expedido una resolución que permite evacuar un gas en los Llanos Orientales. Esas dos medidas, tanto el estudio técnico de la Upme con un plan que no ha sido adoptado por el ministerio, más lo que él denomina oleoducto multifásico, no son ni suficientes ni las únicas medidas que nos permitirán resolver la situación para 2025 y 2026. Repito, ese es el balance y necesitamos que las decisiones se tomen antes del 21 de agosto.

SEMANA: Acaban de pasar las elecciones en Venezuela y hay una gran controversia acerca del mandato de Nicolás Maduro. El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, había señalado que estaban a la expectativa de algunos anuncios de la OFAC sobre los permisos para que PDVSA pudiera vender gas a Colombia. ¿Cuál es el escenario para poder comprarle gas a Venezuela hoy?

L.S.M.: No podemos centrar nuestras expectativas ante la escasez de gas actual en una fuente incierta como Venezuela, comenzando por la viabilidad jurídica. Hoy no se puede comercializar gas con PDVSA por unas sanciones principalmente de la OFAC que prohíben y restringen ese proceso de compra y venta de gas. Mientras esa autorización, que ya Ecopetrol la solicitó en noviembre del año pasado, no llegue, no podemos concentrar nuestros esfuerzos y expectativas en un gas importado desde Venezuela, porque aquí acabamos de evidenciar que es inminente que nos toca sumar a las fuentes locales, fuentes de gas importado para cubrir el 100% de la demanda. De ahí también que el presidente de Ecopetrol ya haya señalado que se están evaluando otras opciones de fuentes externas y de importación, como lo mencionamos, la de la planta de regasificación en el Pacífico, la de la Guajira y también importar en cilindros grandes, que es lo que llamamos micro gas natural licuado, micro LNG, que también es una opción adicional. Nos toca tener varias opciones y nos toca habilitarlas lo antes posible porque la única que hoy en día es viable y que podemos utilizar de manera inmediata es la planta de regasificación que está en Cartagena, pero solo hasta la capacidad adicional que no tengan contratados los térmicos.

SEMANA: Quiero volver un poco al principio cuando usted hablaba de los temas de los yacimientos, ¿tenemos gas en Colombia?

L.S.M.: Hay un potencial de reservas de gas en el mar Caribe que nos permitiría retomar la autosuficiencia por décadas e, incluso, convertirnos en exportadores de gas. El potencial estimado de las reservas que están en el Caribe equivale hoy a un 80% del total de la demanda nacional. Y ahí quiero detenerme para señalar que tenemos a compañías con alto tecnicismo, estándares ambientales de talla internacional, músculo financiero y experiencia para desarrollar esos proyectos. Ahí tenemos operando a Petrobras, a Shell y a Oxy, que es una compañía americana, todos en asociación con Ecopetrol, lo cual da garantía de la impecabilidad de las operaciones.

Pero, además, en lo que corresponde al proyecto que opera Petrobras, que a nuestro juicio es el que puede entrar de manera más temprana a abastecer el mercado interno, es importante señalar que se requiere que las licencias ambientales y los procesos de consulta previa para construir la infraestructura que nos permita traer ese gas del campo costa afuera y conectarlo al sistema de transporte en tierra, tienen que estar listos por lo menos antes del primer semestre de 2025. Porque Petrobras, una vez tenida la consulta previa y las licencias ambientales debe contratar las obras para construir ese gasoducto, cuya construcción demora dos años y medio. Entonces necesitamos el apoyo del Gobierno para poder resolver las consultas previas de una manera pacífica, armónica y que alcance muy buenos acuerdos en beneficio de las comunidades donde va a llegar esa infraestructura en el departamento de La Guajira y también que la ANLA y el Ministerio de Ambiente comprendan la situación actual y lo que implican esos proyectos para el país y para los más de 36 millones de usuarios que tenemos gas en nuestra casa. De lo contrario, ni siquiera esos proyectos van a permitirnos retomar la autosuficiencia en tiempo.

SEMANA: ¿Cuáles son los cronogramas para la entrada de ese gas offshore al mercado?

L.S.M.: Petrobras había dicho que, si tenía licencia ambiental y consulta previa en el primer semestre de 2025, podría entrar en el segundo semestre de 2028. Sin embargo, Ecopetrol anunció recientemente que ese proyecto podría estar entrando, no en el segundo semestre de 2028, sino en 2029. La discusión actual que debería liderar el ministro de Minas y Energía es que trabajemos en anticipar ese proyecto.

No es algo que no esté inventado. En Turquía existe una experiencia. Recuerdo que Ecopetrol antes, inclusive, había anunciado que había mandado un equipo de funcionarios para conocer cómo habían anticipado el desarrollo costa afuera. Esa debe ser la conversación de hoy. No que el proyecto ahora ya no entra en 2028, sino que entra en 2029 o en 2030. No, la conversación de hoy es cómo trabajamos unidos para anticipar ese proyecto y que en vez de alejar la entrada en operación, la anticipemos para retomar la autosuficiencia que hoy estamos perdiendo.

SEMANA: Desde el punto de vista de precios y de costo, ¿el offshore es rentable, es sostenible, es viable?

L.S.M.: Los costos de producción, costa afuera, en comparación con las áreas continentales, son más elevados. Eso es una realidad. No son costos que salgan de la noche a la mañana, sino viendo el mercado internacional y este tipo de operaciones en otros países.

De ahí que tengamos que ser capaces de tener la demanda, tanto local como externa, para apalancar las cuantiosas inversiones que va a necesitar el desarrollo del off shore. En la construcción del gasoducto, que conecta, por ejemplo, al campo asociado al descubrimiento de Uchuva que opera Petrobras, al sistema de transporte que está en Manaure en la estación de Ballena, cuesta 2.000 millones de dólares, que ya están preaprobados por Petrobras y por Ecopetrol. Sí son cuantiosas, los costos de producción van a ser mayores, pero tenemos que ser capaces de garantizar que la demanda local y la demanda externa van a poder mitigar esos costos de producción para que los precios al final no sean tan altos.

SEMANA: ¿Cuáles podrían ser las victorias tempranas para mitigar el riesgo de desabastecimiento y el déficit que vamos a afrontar? Los mangos bajitos, que llaman…

L.S.M.: El primer mango bajito es habilitar la posibilidad de que el resto de la demanda, la esencial y la industrial, pueda utilizar gas importado. Y para eso se necesitan decisiones regulatorias. Porque si no, no estamos hablando de complementar el 100% de la demanda sumando ambas fuentes. Tenemos que ser capaces de poder utilizar la capacidad adicional de esa planta que va a requerir que se construya un gasoducto entre la planta y el sistema de transporte que es de 10 kilómetros, hoy en día ya están construidos dos gasoductos, necesitamos un tercero para la capacidad adicional de la planta que no usan los térmicos que podamos utilizar nosotros. Lo segundo es ampliar la capacidad del transporte en la dirección Barranquilla-Ballena para poder traer el gas importado y también el gas que se pueda producir en Córdoba y Sucre, que ahí también hay un potencial en áreas continentales de reservas que puede, por supuesto, ayudarnos a garantizar el abastecimiento.

Pero si el sistema de transporte de hoy solo puede traer unos volúmenes diarios que no son suficientes para abastecer el centro y el sur del país, no hicimos nada. Se requiere que la CREG autorice las inversiones para hacer esa ampliación de la capacidad en el tramo de Barranquilla a Ballena. En Ballena es donde confluyen los sistemas de transporte nacional de gas, incluido el gasoducto Antonio Ricaurte. Tanto el sistema que opera TGI como el que opera Promigas en la Costa Atlántica, todos confluyen en la estación de Ballena.

Por eso siempre me refiero a que si llega ahí el gas, ya va a ser fácil traerlo al centro y al sur del país. Y se requiere, por supuesto, para que podamos evacuar fácilmente el gas en todo el territorio nacional, unas tarifas de transporte ajustadas, pero también que nos permitan agregar tramos.

Hoy las tarifas de transporte se cobran por un término que se llama señal de distancia, que significa que hay una tarifa por cada tramo construido. Y eso, por supuesto, para quienes están alejados de los campos de producción, encarece el precio de transporte.

Necesitamos que sea una tarifa única por sistemas, que eso le llamamos agregación de tramos, para que pueda fluir de manera más rápida el gas donde está concentrada la oferta, a donde necesitamos cubrir el déficit.

SEMANA: Usted mencionó el tema de los no convencionales. ¿Debería el gobierno, el país reconsiderar el desarrollo del fracking en Colombia?

L.S.M.: La alternativa que en el corto plazo pudiese evitarnos el déficit es la del desarrollo de los yacimientos no convencionales. Uno de los proyectos pilotos sí tiene licencia ambiental, pero como la política pública del Gobierno es no continuar con el desarrollo de los mismos, está parqueado. Al otro no alcanzó a expedírsele la licencia ambiental. Si tomamos la decisión pensando en el país de desarrollar estos proyectos, en muy corto plazo pueden estar iniciando las operaciones. Por eso yo creo que es la alternativa más eficiente y temprana que nos podría ayudar a evitar un déficit de gas en los próximos años.

SEMANA: ¿Y ese corto plazo cuánto es?

L.S.M.: Diez meses podrían estar en operación, teniendo licencia ambiental y, por supuesto, no teniendo conflictividad social.