Tan lejos y tan cerca. Colombia debió importar gas para el corto plazo, mientras anunció grandes reservas para el largo tiempo

El pasado primero de diciembre se rompió la historia del gas natural en Colombia. Ese día, TPLGas introdujo al mercado 40.000 MBTUD de gas natural importado, en respuesta a las dificultades de oferta que enfrenta el país. La empresa indicó que, según el Gestor del Mercado, se prevé un déficit del 8,2 por ciento en 2025, cifra que podría aumentar a 20,6 por ciento en 2026.

En 1977, Colombia logró volverse autosuficiente en gas, pero desde mediados de la década pasada importa este combustible para atender la demanda de las generadoras térmicas de la costa Caribe, lo que les permite contar con la seguridad del recurso para atender compromisos, como el cargo por confiabilidad. Ahora, después de 45 años, las importaciones de gas servirán también para atender necesidades de hogares, industrias y vehículos que funcionan con este combustible.

Esto ejemplifica una situación poco clara en el sector. Por un lado, la advertencia que había hecho Naturgás en el sentido de que el déficit es una realidad y se materializaría ese primero de diciembre. El periodo de comercialización de gas natural en firme de los campos de producción más grandes del país se inició el 29 de agosto y terminó el 18 de octubre, sin que se haya ofertado gas para la venta para 2025 y los años siguientes. “No se ofertó una gota de gas”, advirtió en su momento Luz Stella Murgas, presidenta del gremio. Y agregó: “El déficit de gas natural no es una alerta, no es una alarma, no es una narrativa, es una realidad”.

Pero, por otro lado, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, aunque fue el primero en anunciar hace unos meses un déficit de gas en Colombia, recientemente señaló que el país no llegaría a esa situación por varias razones. Primero, porque no habrá fenómeno de El Niño, lo que hará que la generación térmica con gas baje, al igual que la demanda y las importaciones. Segundo, explicó que Ecopetrol –empresa que consume el 25 por ciento de la demanda nacional– ahorró para liberar gas hacia el mercado. En ese proceso de rebalanceo, Roa afirmó que la empresa está reduciendo su consumo en casi 40 millones de pies cúbicos al día. Y, finalmente, anunció nuevos hallazgos, que representan una disponibilidad de gas de 20 a 30 giga BTU día y una conexión de gas al campo Arrecife (Córdoba), que entregará entre 20 y 30 millones de pies cúbicos día adicionales.

También mencionó planes de regasificación como fuentes alternas a la Spec, la regasificadora en el Caribe de las térmicas, en Buenaventura y en el mar Caribe.

Tras la llegada de gas importado al mercado colombiano, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, respondió con investigaciones, pues, en su concepto, en el país hay gas suficiente para atender la demanda nacional en sectores como hogares, industria y vehículos, y traerlo de afuera podría encarecer el costo al consumidor.

“Existe suficiente gas nacional para la demanda esencial de acuerdo con lo reportado por el Gestor del Mercado. Las reglas vigentes permiten la actualización y el registro de nuevos contratos en cualquier momento, lo que brinda flexibilidad para cubrir necesidades adicionales. No obstante, tras analizar las declaraciones de gas disponible, se identificó una notable discrepancia frente a lo finalmente contratado”, dijo el Ministerio de Minas.

La cartera aseguró que son materia de investigación las razones por las que, a su juicio, contando con disponibilidad de gas natural de producción nacional, “agentes del sector han optado por gas importado y por qué algunos productores no cerraron contratación”.

¿Qué pasó? Un experto le explicó a SEMANA que el déficit surge porque no hay contratos firmes, es decir, los que son 24/7 y 365 días al año. Y lo que pasó ahora es una ventana de comercialización en la que se ofrece gas, y en ese momento entró TPLGas con su oferta en firme, la cual fue comprada por ocho distribuidoras.

Hay otras ofertas que no son en firme –es decir, son interrumpibles– y, según el experto, por esa condición, no podrían cubrir la demanda esencial. El ministerio sacó un decreto para comentarios en el que se iba a permitir ese respaldo con contratos que no son en firme.

“El ministro ha señalado que el balance es que sí hay gas, pero ese gas de campos menores es interrumpible. Acá hay varias preguntas: ¿cuántos de esos campos ofrecieron ese gas para diciembre? Ninguno. ¿Qué hicieron los distribuidores si no tenían gas? Salir a comprarlo de importación en firme a TPL”, explicó el experto. Y añadió que llegó con un precio de 18 dólares por millón de BTU, mientras que en el mercado secundario está entre 20 y 22 dólares, pero lejos de los contratos de largo plazo que se pueden ubicar entre 6 y 8 dólares.

Como señaló Alejandro Castañeda, director ejecutivo de Andeg –gremio de las generadoras térmicas–, el problema es que no se tiene gas suficiente en firme para respaldar la demanda del país, particularmente la esencial (residencial, industrial y vehicular).

“Hay que seguir trabajando en encontrar gas. Por ejemplo, que el gas que tienen los campos menores en Colombia de forma interrumpible tenga la posibilidad de migrar a ser una producción permanente, y que haya esa firmeza en la contratación, que es donde está el problema”, afirmó Castañeda. Indicó que hay que analizar otras opciones, como volver a pensar en fracking, “para que toda la demanda pueda tener gas y tengamos la autosuficiencia que permita seguir creciendo”.

La otra cara

Mientras el país se debate en la apretada situación del gas en el corto plazo, paradójicamente el panorama para el largo plazo parece más despejado. ¿Por qué? El pasado jueves, Ecopetrol y Petrobras anunciaron las reservas que tiene el pozo Sirius en el mar Caribe –antes Uchuva–, ratificando el hallazgo más importante offshore en la historia del país.

Se trata de reservas que alcanzan los 6 terapiés cúbicos de gas, las cuales, según Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, podrían triplicar las reservas de gas actuales de Colombia: “Se termina la fase de exploración y perforación y entran en la fase de desarrollo y maduración”.

El consorcio estima una inversión de 1.200 millones de dólares para la fase de exploración y 2.900 millones de dólares en la fase de desarrollo de producción. La expectativa de inicio de la producción de gas natural es de tres años luego de recibir todas las licencias ambientales y si se confirma la viabilidad comercial del descubrimiento, previsto hasta 2027. Se trata de cuatro pozos, entre ellos Sirius, Papayuela y Buena Suerte, en lo que llaman un diseño subsea to shore, de alrededor de 470 millones de pies cúbicos día durante diez años.

De hecho, Roa, en la presentación de los alcances de Sirius, fue en contravía de los planteamientos del presidente Gustavo Petro, quien ataca la industria extractiva. Roa señaló que, con este anuncio, se “pone al gas natural como nuestra mayor apuesta, en el centro de la transición energética, y no vamos a dejar de hacerlo. Y seguimos buscando gas entendiendo los beneficios en materia ambiental frente a menores emisiones”.

Sin embargo, existen varios retos. El principal, el ambiental, con la evolución de las licencias y las consultas previas para que el desarrollo de Sirius pueda entrar a tiempo. “Cuanto más rápido se obtengan las licencias ambientales, más rápido se puede tener la oferta de gas”, manifestó Silvia Anjos, directora de Petrobras. Se espera contar con las licencias ambientales a finales de 2025 o principios de 2026. Y, con ello, que no se repita la historia de Komodo, otro megaproyecto offshore al que una revisión en materia ambiental hizo que la Oxy, con la que Ecopetrol adelanta esta iniciativa, suspendiera la llegada de un taladro específico, que ahora, en el mejor de los casos, puede tardar año y medio en regresar. Cara y sello del gas.