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Contraloría afirma que a Colombia le queda un año para perder su autosuficiencia en...

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Foto: Archivo Ecopetrol

Se necesita infraestructura de respaldo: Según análisis de la Contraloría, a Colombia le queda un año para perder su autosuficiencia en gas natural

*Preocupa al organismo de control el retraso en el cronograma de la planta regasificadora del Pacífico, que debía entrar a operar en 2021 y se proyecta ahora que funcionará en 2024.

*Se evidencian debilidades en el control y coordinación que debe tener el Ministerio de Minas y Energía con entidades adscritas como la ANH y la UPME.

*De acuerdo al análisis realizado por la CGR, la oferta disponible viene descendiendo sostenidamente y los posibles hallazgos de gas natural no se materializarán en el corto ni mediano plazo.

Colombia perderá su autosuficiencia en gas natural a partir del próximo año, lo que coincide con el retraso de la entrada en operación de la Regasificadora del Pacífico, prevista ahora para 2024, señala un reciente estudio de la Contraloría General de la República sobre el tema donde se evalúa la perspectiva del sector, en el corto y mediano plazo.

Para el organismo de control, el país requiere de la infraestructura de respaldo que le permita atender la demanda de gas natural en términos de seguridad y confiabilidad, como un activo de flexibilidad, el cual ha sido propuesto por el Gobierno Nacional desde al año 2010 en los diferentes planes de desarrollo.

Preocupa a la CGR, el retraso en los cronogramas de los proyectos que respaldarán la demanda de gas natural, como es este de la Regasificadora del Pacifico, ante el descenso sostenido de las reservas de gas natural que se  viene dando desde el año 2012 y los pobres resultados del proceso de exploración y explotación.

En el Estudio Sectorial, denominado “Viabilidad de la construcción de una planta de regasificación en la Costa Pacífica”, ¿Perdió Colombia la autosuficiencia en gas natural?”, la Contraloría Delegada de Minas y Energía analiza el comportamiento de las reservas frente al crecimiento del sector en términos de oferta y demanda, así como el futuro de estas variables.

El documento pone en evidencia debilidades en el nivel de control que ejerce el Ministerio de Minas y Energía sobre entidades adscritas como la UPME, la ANH y la CREG, por cuanto se maneja información que no es procesada oportunamente y compartida, para el logro de un objetivo determinado.

Ejemplo de lo anterior son los métodos diferentes que utilizan el Ministerio y la ANH para calcular las reservas de gas natural, así como declaraciones a medios que dio en su momento el saliente director de la ANH cuyo alcance no era de conocimiento de la cartera ministerial.

Según el análisis, “Estas debilidades en el control y coordinación ocasionan retrasos en la entrada de operación de los proyectos, como es el caso de la planta regasificadora (del Pacífico), lo que aunado a la ocurrencia simultanea de un escenario de perdida de auto suficiencia, generaría un déficit en el balance oferta demanda con sus consecuentes implicaciones en el precio del gas natural y las tarifas de energía eléctrica, afectando a los usuarios más vulnerables”.

En 2022: Cantidad para la venta no alcanzará para cubrir la demanda

Las reservas de gas natural vienen en franco descenso desde el año 2012, debido a que fuentes de la Costa Atlántica (Chuchupa y Ballena) se encuentran en decadencia, pues en sus mejores tiempos sostuvieron el plan de masificación aportando en el 2002 el 85% de la oferta total (unos 599 MPCD) y en el 2018 solo aportó un 27%, de una oferta de 912 MPCD. La otra gran fuente, Cusiana, gracias a desarrollos operacionales ha compensado en algo los volúmenes necesarios para atender una demanda que supera los 1000 MPCD.

El instrumento que emplea el Gobierno Nacional para hacer sus proyecciones y determinar las necesidades del sector es la “Declaración de Producción Disponible para la Venta de Gas Natural”, obligación que tienen todos los productores de declarar su potencial de producción con un horizonte de 10 años. También está el monitoreo del estado y avance de los procesos de exploración y explotación.

La primera herramienta indica que la oferta disponible viene descendiendo sostenidamente, a pesar que se agrega un componente de importación por parte de la Regasificadora del Atlántico. Y la segunda revela que los posibles hallazgos de gas natural no se materializarán en el corto ni mediano plazo.

Con esta información y los estimativos del crecimiento de la demanda (nula), se observa que al año 2022 la cantidad disponible para la venta no alcanzará para cubrir la demanda.

Esta situación ha sido de conocimiento del Gobierno Nacional, que ha contemplado la construcción de dos plantas de regasificación como alternativa para importar gas natural y garantizar el abastecimiento en términos de seguridad y confiabilidad.

No hay claridad sobre arranque de regasificadora del Pacífico

La planta regasificadora para la Costa Pacífica debía entrar a operar en el año 2021, según el informe técnico sobre este proyecto publicado por la UPME, pero por diferentes motivos se ha retrasado el cronograma diseñado a tal punto que a la fecha no ha asignado el inversionista y la proyección de entrada en operación se ha trasladado al año 2024.

Para la Contraloría, ha faltado coordinación de la CREG y la UPME en el nuevo proceso para la selección del inversionista que se encargará de la construcción, operación y mantenimiento de la Regasificadora del Pacífico. En este caso, la CREG debe establecer cómo será la remuneración de la inversión y requiere que la UPME le informe quiénes serán los usuarios de la demanda, y esta información aún no se le ha reportado, encontrándose este proceso aún sin definir.

La regasificadora del Pacífico se viene planeando desde el 2010, y al día de hoy no hay claridad en algunos aspectos, tales como la demanda que atenderá la planta a fin de establecer la remuneración, aspecto que mantiene el proyecto en stand by y el desarrollo del cronograma establecido por la UPME para la entrada en operación no se ha modificado y, con lo avanzado al día de hoy, no se dará cumplimiento a este hito.

Conclusiones generales del ESTUDIO SECTORIAL VIABILIDAD DE LA CONSTRUCCIÓN DE UNA PLANTA DE REGASIFICACIÓN EN LA COSTA PACÍFICA ¿Perdió Colombia la autosuficiencia en gas natural?:

*Desde el año 2012 las reservas de gas natural presentan una declinación progresiva y sostenida. La oferta de gas natural en Colombia presentó un máximo de 1249 Mpcd en el año 2013 y el año 2018 se redujo a 912 Mpcd, el 27% menos.

*Según la Declaración de Producción de Disponible para la Venta, en el período 2019-2032 el crecimiento de la demanda es 0, ya que en el 2019 se usarán 1000 GBTUD (los mismos que en 2032), con unos períodos de crecimiento negativo.

*El balance de la producción y la demanda indica que en el año 2021 la producción declarada de los campos no estará en condiciones de asumir la demanda de los diferentes sectores con el crecimiento 0, situación que se acentuará a partir de abril de 2022, cuando la producción iniciará un ciclo deficitario.

*En el Plan Nacional de Desarrollo 2018-2022 no se vislumbra un aumento de las reservas ya que el señalado para el cuatrienio es de 3.8 TPC, volumen que es igual al que se registra en la actualidad.

 *Los resultados de los proyectos de exploración off shore y on shore a corto y mediano plazo han surtido la etapa primaria de exploración y se encuentran en evaluación. Esto no asegura que el país será autosuficiente a tal punto que se favorezca un crecimiento sostenido de los diferentes sectores que utilizan este combustible.

 *Las expectativas del off shore de la Costa Atlántica no se ven en el mediano plazo. Tardarán en su mejor gestión entre 7 y 10 años si son exitosas y, mientras tanto, el país deberá afrontar la pérdida de autosuficiencia de gas natural con producto importado.

 *La CGR observa que los proyectos necesarios para la conexión al Sistema Nacional de Transporte -SNT de gas natural que debe ejecutar el Gobierno ante los posibles hallazgos off shore, no fueron incorporados en el plan transitorio de abastecimiento de gas natural y requerirán de consensos, planeación y ejecución, actividades que demandan tiempo.

*Con los pozos que existen hoy y los que se hayan en desarrollo, hacia el año 2027 la Producción Total Disponible para la Venta (PTDV) será de 450 GBTU, el 68% menos de lo que alcanza hoy.

 *A mediano plazo Colombia perderá su autoabastecimiento a partir de 2021.

*La situación actual del sector gas natural y sus expectativas de oferta y demanda indican que el país requiere de infraestructura de respaldo como la Regasificadora del Pacífico para atender la demanda en términos de seguridad y confiabilidad, con el valor agregado de aumentar la cobertura en todos los sectores de la economía en el sur del país.

*Para la Contraloría, la Regasificadora del Pacífico no sobredimensionará la oferta para atender la demanda, por cuanto su utilidad estará dada por la capacidad de responder a la demanda en un momento crítico.

*En cuanto a la planta de regasificación de Cartagena, entró a operar en diciembre de 2016 (un año después de lo previsto), no sin antes surtir una serie de inconvenientes que aún hoy se discuten, tales como la forma de remuneración y la toma de la regasificadora en arriendo.

 *Ecopetrol es el mayor productor y oferente de gas natural en el país. De los 649 GBTUD que oferta, toma el 23% (230) para su consumo en refinerías, generación y petroquímica, dejando finalmente 470 GBTUD.


*El nivel de control entre el Ministerio de Minas y Energía, la UPME y la CREG presenta deficiencias, por cuanto en la actualidad, aplicando la Resolución 181704 de 2011, el Ministerio estableció una metodología para el cálculo de las reservas de gas natural denominada índice de abastecimiento de gas natural, y mientras tanto la ANH efectúa el cálculo de los años de reserva de gas con un indicador conocido como R/P.

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