El Informe del Sector Gas Natural 2021, preparado por Promigas y que presenta las cifras oficiales de 2020 indica que uno de los principales retos para la industria lo representa aumentar las reservas de gas que a cierre del año pasado eran de 2,9 terapies cúbicos, según el Ministerio de Minas y Energía, lo que representa 7,7 años de autoabastecimieto.
Son tres las principales alternativas que se han identificado como posibles soluciones frente al riesgo del déficit al que se verían enfrentadas algunas regiones del país en 2024.
'La situación es delicada si el país no toma medidas sobre nuevas reservas. Colombia está en un momento histórico donde tendrá que decidir para dónde va', sostuvo presidente de Promigas, Eric, Flesch, durante la presentación del informe en su versión 22 que por primera vez se realizó en Barranquilla y con un formato híbrido.
El empresario indicó que una de las alternativas para el abastecimiento está representada en el gas que se encuentra costa afuera en aguas del Caribe colombiano. Estas reservas potenciales se calculan en 30 TPC y están en etapa de maduración, su explotación se proyecta para los años 2024 y 2028.
La otra solución es el desarrollo de los yacimientos no convencionales en el valle inferior del Magdalena Medio, Cesar-Ranchería – Catatumbo, con un potencial de gas aproximadamente de 4 a 24 TPC. Para verificar la conveniencia técnica de estos yacimientos y ambiental realizar la explotación mediante la técnica de fracking, actualmente se avanza en la puesta en marcha de dos pilotos en el país.
La importación es la tercera alternativa y aquí la ampliación de la planta regasificadora de Cartagena Sociedad Portuaria El Cayao (Spec) es clave.
'Esperamos para el 2024 tener ya la regasificadora de Cartagena con la capacidad ampliada por etapas y entraría a cubrir este déficit de gas para que la población siga recibiendo su energético. Colombia no se ve a a quedar sin gas, el tema es a qué precio', dijo el empresario.
El presidente de Promigas aclaró que si el país no puede usar las reservas que se encuentran en el subsuelo o costa afuera, tendrá que depender de la importación, aunque los precios serán más elevados frente a la producción nacional.
En cuanto a la producción, que en 2020 fue de 1.085 millones de pies cúbicos diarios (mpcd). Sobre este tema, el vicepresidente financiero de Promigas, Aquiles Mercado, destacó que las empresas productoras a través de la Asociación Colombiana de Petróleo, han señalado que se requieren mayores incentivos para incrementar la exploración y la producción en los frentes técnicos, ambientales, social y regulatorio al igual que definir las alternativas de abastecimiento y tomar decisiones formales frente a los yacimientos no convencionales, offshores y Gas Natural Licuado (GNL).
Durante el panel realizado en el marco de la presentación del informe, Yeimi Báez, vicepresidente de Gas de Ecopetrol, aseguró que la compañía ha realizado importantes esfuerzos para poner más gas en el mercado y consumir menos.
Indicó que la llegada de gas importado al país ha sido buena y que puede seguir así de manera eficiente, pero con respecto al proyecto de la nueva planta de regasificación que se plantea en Buenaventura es necesario que se deje en claro cómo será la remuneración de este proyecto.
'Si lo asumen quienes estamos consumiendo gas puede ser un impacto para Ecopetrol de unos USD30 o USD60 millones al año y durante la vida útil del proyecto (15 años) sería de USD400 millones. Por eso se deben seguir analizando las alternativas más eficientes', señaló.
Precisamente, en materia de importación la regasificadora SPEC es fundamental para el sector energético del país, en 2020 abasteció de gas natural al Grupo Térmico, con un nivel de los embalses de las hidroeléctricas cercano a 32 %, la terminal llegó a respaldar hasta un 22 % de la demanda de energía mediante la entrega de más de 13.000 MPC de gas natural alcanzando cifras récord de regasificación de 214 MPCD.
A diciembre del 2020, SPEC tuvo una continuidad del servicio del 99,9%, regasificando un promedio de 62 MPCD durante 210 días. La terminal recibió 14 cargas y un total de 689.809 M3 de GNL.
