El Gobierno Nacional anunció el jueves 3 de octubre el descubrimiento de un gigantesco yacimiento de gas en el mar Caribe: el pozo Sirius, que por cuestiones legales dejó de llamarse Uchuva-2. Se trata de unas reservas que, según Petrobras y Ecopetrol, ascienden a 6 terapiés cúbicos de gas, cantidad que multiplica por 2,5 veces las reservas de gas probadas del país. El anuncio llega en un momento crítico para los usuarios del gas y para la capacidad energética y eléctrica del país.
Pues bien, este jueves 5 de diciembre el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, confirmó el hallazgo de más de 6 terapiés cúbicos de gas en el pozo Sirius, con lo cual se podrían aumentar las reservas de gas del país en un 200%.
Un experto en el tema, el profesor Óscar Vanegas Angarita, de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Industrial de Santander, habló con Cátedra Libre.
Cátedra Libre: ¿En Colombia hay autosuficiencia de gas y para cuántos años?
Óscar Vanegas Angarita: De acuerdo con estudios de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, en reservas probadas, que son aquellas que ya están certificadas por entes internacionales y que son desarrolladas, o sea, que ya están disponibles, tenemos reservas para 6 años. A raíz del Fenómeno del Niño y haberse disminuido la generación eléctrica con el agua de las represas o hidroelectricidad, esta tiene que ser complementada con termoeléctricas, la mayoría generadas con gas natural, que tienen un alto consumo.
Cátedra Libre: El gas vehicular fue suspendido en unos municipios hace un mes porque no había suficiente suministro. ¿Por qué?
O.V.A.: Se dio en las regiones que tienen generación con termoeléctricas a gas, pero les cortaron el suministro a otros usos, como el gas vehicular. Aquí, en la región Andina, donde la generación eléctrica es con represas y no hay generación térmica, no se corre ese riesgo y por eso aquí no restringieron el gas vehicular. Pero la Ley Eléctrica y los decretos de regulación de la CREG establecen unas prioridades y al consumo doméstico es al último que se le puede cortar el gas y al gas vehicular; a los primeros que se les corta el gas es al sector industrial y a la generación eléctrica.
C.L.: ¿Entonces no habrá riesgo de corte de gas residencial de aquí hasta final de año?
O.V.A.: No, porque la última opción es el de uso doméstico y su consumo es muy bajo comparado con los otros consumos. La industria de la refinación, o sea, las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, son las que más consumen gas. La de Barranca consume más de 100 millones de pies cúbicos/día de gas, y la de Cartagena, que tiene también petroquímica, consume más de 300 millones de pies cúbicos de gas. Son 400 millones de pies cúbicos diarios de gas, que representan casi el 40% de la demanda nacional. Los otros, en orden de consumo, son las termoeléctricas. Si sumamos todas las termoeléctricas y las tenemos en plena operación, ellas consumen más o menos 350 millones de pies cúbicos de gas por día. Entonces, si sumamos las refinerías más las termoeléctricas, estamos hablando de casi 800 millones de pies cúbicos de gas por día, que representan el 70% del consumo. El consumo residencial es muy bajo, por lo cual es la última opción en el caso de un racionamiento.
C.L.: ¿Entonces, por qué se habla de la importación de gas? ¿Actualmente se está importando?
O.V.A.: Sí, incluso Promigas y Ecopetrol importan muy poquito gas allá por Pasacaballos, una regasificadora que está operando desde el año 2018, y ese lo traen de Trinidad y Tobago y otras regiones del Caribe; pero ese gas es de exclusividad para generación eléctrica. Yo creo que la importación en forma masiva de gas no se va a dar, porque ahora termina el Fenómeno del Niño, viene el Fenómeno de la Niña, las represas vuelven a recargarse, se normaliza todo y volvemos a hablar del umbral de 7 años de autosuficiencia de gas.
C.L.: ¿El precio del gas importado aumenta mucho frente al producido en Colombia?
O.V.A.: Pues si se compra en el mercado internacional que está más o menos el millón de BTU a 12 dólares, más lo que cuesta la regasificación y luego el transporte, sí estaríamos con una tarifa mucho más alta. Tampoco el doble ni el triple, porque aquí en Colombia hay gas que es regulado y gas que no es regulado. Y eso, en las subastas, es lo que Ecopetrol, que es el mayor productor de gas, establece. Ahora está en cerca de 8 dólares el millón de BTU, como lo comercializa Ecopetrol; al importarlo estaríamos hablando de 12 dólares, sería un aumento del 50%.
C.L.: ¿Ve en el futuro próximo importación de gas de Venezuela por gasoducto?
O.V.A.: No, eso técnicamente no es viable porque, primero hay un cuello de botella antes de llegar a Maracaibo, porque el gas de Venezuela viene desde el Oriente venezolano y también de Punto Fijo, en el Golfo de Venezuela, pero el diámetro del gasoducto que llega a Maracaibo no le da la capacidad de transporte para seguir un caudal vía Colombia; o sea, para mandarlo por el gasoducto que hay de Ballenas a Maracaibo, este sí tiene la capacidad de transporte, pero el otro que los conecta no lo tiene. Entonces, si no hay gasoducto, no hay cómo transportar ese gas desde Punto Fijo hasta Maracaibo para que siga su tránsito hacia Colombia. Lo otro es que ese gasoducto que hay desde Ballenas hasta Maracaibo está corroído, en cierto sector se robaron los tubos, el que va por debajo del Golfo está corroído y se requiere una inversión de más de 500 millones de dólares para rehabilitarlo. Así mismo, el gas de Venezuela no cumple técnicamente las calidades de gas del RUT de Colombia, entonces tendría que tener otro proceso de depuración, y también, cuando llegue a Colombia, tocaría montar una planta compresora para subirle la presión a 1200 psi, que es un requisito para poderlo enviar por el gasoducto de la red nacional.
C.L.: Esa coyuntura hace que el costo de la generación eléctrica en la Costa sea más alto y por ende el costo de la luz. ¿Es por eso?
O.V.A.: Sí, obviamente, como en la Costa la generación eléctrica es térmica, esta energía es más costosa que la hidroeléctrica; por ejemplo, generar técnicamente un kilovatio-hora puede estar por encima de los 350 pesos, mientras que a una hidroeléctrica le sale a 40 pesos. Entonces, eso hace que esta energía térmica sea más costosa que la energía hidráulica, que es la que nosotros disfrutamos en el interior del país.
C.L.: Y esa energía va a una bolsa de energía que es la que comercializan. ¿Cómo opera eso?
O.V.A.: Sí, también hay una reglamentación en las bolsas de energía, y siempre se cobra por el mayor valor cotizado en la Bolsa. Es decir, si en el mercado de energía, por ejemplo, alguien compra o tiene una oferta de energía a 500 pesos el kilovatio, el que gana el suministro, así lo produzca o lo genere más bajo, va a cobrar el valor más alto. Esa es una irregularidad que beneficia a quien produce el kilovatio-hora más barato y debería modificarse en Colombia.
C.L.: ¿Considera Ud. que el gas es el combustible de la transición energética?
O.V.A.: Pues como eso es una cuestión política, el Gobierno, ya estableció el gas como el combustible de la transición, aunque el gas natural cuando se quema genera gas efecto invernadero, como el monóxido de carbono y el dióxido (CO2), pero en menor cantidad que quemar líquidos como la gasolina o el diésel; por eso, lo consideran en la transición. Pero, para mí, yo creo que el combustible de la transición a futuro va a ser el hidrógeno, si el hidrógeno se logra producir a menos de un dólar el kilo, porque si no no tiene cierre financiero.
C.L.: ¿Cuánto gas puede haber y para cuántos años hasta que dejemos de utilizarlo como combustible, residencial o vehicular?
O.V.A.: Las reservas se clasifican en 5 tipos y normalmente lo que se habla es de reservas probadas, que son las que ya están desarrolladas y certificadas, y, por ejemplo, en el caso del gas, las entidades que certifican internacionalmente esas reservas solicitan que el gas ya esté comercializado. Además, de que ya tenga pozos de desarrollo perforado, líneas de flujo, gasoductos, etc., o sea, que tenga un nivel de confianza de más del 95% de que ese gas se le va a entregar al consumidor final y por eso piden que el contrato de comercialización ya esté firmado. Esas son las reservas probadas, pero hay otros cuatro tipos de reservas, por ejemplo, las reservas que tenemos probables, posibles, las remanentes, son reservas que ya están descubiertas, pero no se han desarrollado, caso del gas costa afuera, como Uchuva -hoy Sirius- y lo mismo, Cronos, Orca, Purple Angel y otros más, que suman más de 12 terapiés cúbicos de gas descubierto como reservas originales.
Si vamos al desarrollo de estas reservas y llevan a un factor de recobro último de 60%, estamos hablando de 7 teras, que es 3 veces las reservas probadas que tenemos actualmente. Si desarrollamos esas reservas costa afuera ya descubiertas, pero no desarrolladas, vamos a tener gas para 30 años. Pero el problema es cuánto nos vamos a demorar en el desarrollo de esas reservas, teniendo en cuenta las dificultades geológicas ambientales, porque ahora no hay reglamentación ambiental para licenciamiento en aguas profundas. No existe, a no ser que la ANLA asuma normatividad internacional, porque eso tocaría llevarlo al Congreso para que se reglamente la ley en este tipo de licenciamiento para hacer, por ejemplo, un gasoducto submarino.
Igualmente es lo que está sucediendo con Komodo, que ya se va a reactivar, pero se demora y lo mismo en Sirius -antes Uchuva-, hay que hacer como 112 consultas previas. Además, las inversiones en las plataformas marítimas son muy altas, una plataforma no se baja de 1000 millones de dólares y Ecopetrol no tiene esos recursos. Entonces, gas costa afuera no lo vamos a tener antes del 2030 comercializable en el mercado colombiano.
Es decir, el gas está ahí, pero se demora el licenciamiento, se demora si no se quiere hacer gasoducto submarino, se tendría que hacer una planta de licuefacción en alta mar y luego una planta de regasificación a nivel continental en la Costa y eso cuesta. Una planta de licuefacción para traer los líquidos en buques vale más de 2500 millones de dólares, y la de regasificación vale más 500 millones de dólares. Entonces, ¿dónde está esa plata? Ese es el problema; entonces, Ecopetrol tiene que buscar socios capitalistas que hagan esa inversión y ahí viene otro cuento: ¿Qué cantidad de reservas hay para que se recupere la inversión? Porque si la inversión es cuantiosa, las reservas tienen que ser gigantes para que esa inversión se pague, o si no, un inversionista privado no se le mide.
C.L.: Y el gas de los Llanos?
O.V.A.: No, el gas continental que tenemos, como en el Piedemonte Llanero: Cusiana, Cupiagua, Pauto, Floreña, Volcanera, esos yacimientos ya entraron en declinación. Hace 2 años estaba produciéndose ese gas, que se llama fiscalizado, 1300 millones de pies cúbicos/día. Otra cosa es el gas comercializado, que es el que ya pasa por la planta, donde se le extrae el CO2, se limpia el gas y se seca, se le saca el GLP para poderlo mandar por gasoducto. Entonces, de Cusiana se comercializan 500 millones de pies cúbicos, pero se fiscalizaban 1300 millones hace un año; ahora está en 700. Lógico, la diferencia se reinyectaba para mantenerle la presión al yacimiento. Entonces se estaban reinyectando 800 millones de pies cúbicos de gas por día; ahora solo están inyectando 200 millones. ¿Eso qué significa? Que esos yacimientos entraron en declinación. Y como el presupuesto de mantenimiento de Ecopetrol disminuyó, hay muchos pozos que se han cerrado por falta de presupuesto para su mantenimiento. Eso también ha ayudado a la disminución en la producción de gas del Piedemonte Llanero, que hace un año representaba el 70% del consumo de gas del país.
C.L.: Pero también hay en otras cuencas…
O.V.A.: Ahora hay unos nuevos descubrimientos en la cuenca del Sinú, en la cuenca del San Jorge, allá en Córdoba y en Sucre, pero estos yacimientos no han podido conectarse a los gasoductos porque no han tenido licenciamiento ambiental. Allá hay un disponible más o menos de 200 millones de pies cúbicos/día para meterlos al mercado. Y también hay un poliducto, que es el oleoducto Colombia, que va desde Vasconia hasta Coveñas, que se le ha pedido al Gobierno y a Cenit que se convierta en gasoducto y no lo han permitido porque ese oleoducto está subutilizado; o sea, no se está utilizando para transportar crudo porque casi todo el crudo que está llegando al puerto de Coveñas está viajando por el de Ocensa. Entonces se dice ese otro oleoducto Colombia, que nos puede llevar a extraer ese gas de Sucre y Córdoba al interior del país, hay que habilitarlo como gasoducto y tampoco lo han hecho. Pareciera que el Gobierno, a propósito, está generando la crisis del gas para justificar la importación de Venezuela.
Para tener en cuenta…
1. El descubrimiento de Gas Natural SIRIUS (antes Uchuva 2), no es nuevo. Es una confirmación del descubrimiento.
2. Las reservas descubiertas no son PROBADAS, son ORIGINALES IN SITU.
3. Para desarrollarlas e incorporarlas como PROBADAS se requieren consultas previas, licencia ambiental submarina (no hay normatividad), construir plataformas, gasoducto submarino, entre otras obras y trámites.
4. Las inversiones para desarrollar las nuevas reservas de gas natural offshore son del orden de los 5 mil millones de dólares, como mínimo (¿Dónde está el dinero? ¿Tendrá cierre financiero?).
5. Acelerando los trámites y los trabajos, ese gas estará disponible en el mercado colombiano después del 2030.
6. La noticia se relanzó ante la opinión pública con dos objetivos: presionar la reversión del fallo judicial que tiene suspendido el proyecto y frenar la caída del precio de la acción de Ecopetrol.
Los demás descubrimientos offshore en el Caribe que se han hecho desde 2012 (Kronos, Orca, Purple Ángel, entre otros), con OXY, Anadarco, Repsol, y con la misma Petrobras, no han tenido cierre financiero; y esos descubrimientos se dieron a conocer con bombos y platillos, como los descubrimientos más grandes después de Caño Limón o Cusiana.
