La instalación de nueva infraestructura no avanza dentro de las metas.
Foto: Jaime Moreno/Archivo EL TIEMPO
Mientras el Gobierno prevé salir este año con la convocatoria para la construcción de una planta de regasificación, en Buenaventura, Valle, con el fin de cubrir el abastecimiento del suroccidente y de parte del mercado del interior del país ante la progresiva declinación de los campos de gas de La Guajira, los productores, el sector eléctrico y analistas del mercado no ven señales claras de cómo será el proceso, pero, especialmente, cuál será la fórmula para pagar esta infraestructura.
Entre tanto, la planta actual, ubicada en Cartagena, se pagó bajo con el cargo por confiabilidad para el sector eléctrico, pues las térmicas de la costa atlántica asumieron la mitad de su costo y el otro 50 por ciento, los usuarios eléctricos porque era más barato que la generación con combustibles líquidos, en el caso de la regasificadora del Pacífico, en Buenaventura, es diferente.
Según Ricardo Ramírez, director de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), las centrales térmicas del interior, es decir, Termosierra, Termocentro, Meriléctrica, Termovalle y Termoemcali han manifestado que solo pueden asumir hasta un 25 por ciento de la capacidad de este nuevo complejo, estimada con 400 millones de pies cúbicos diarios, que, junto con el gasoducto entre el puerto y Yumbo, tiene un costo cercano a los 700 millones de dólares.
Aunque desde que inició el actual gobierno, la Upme ha buscado que la participación de las térmicas sea mayor, pues sus cuentas dan que podría ser así, Alejandro Castañeda, director de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), que agrupa a las centrales termoeléctricas, señala que las necesidades del sector para cubrir el respaldo eléctrico reitera que son de solo 100 millones de pies cúbicos diarios de gas, lo que hace que el otro 75 por ciento lo deban asumir los usuarios de gas de todo el país, a través de su factura, como confiabilidad en el suministro de gas domiciliario.
Por lo pronto, según Ramírez, se está revisando con la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez, la posibilidad de que las térmicas se vinculen al proyecto con contrato de largo plazo, para que asuman un porcentaje mayor, algo que todavía no es claro, ya que Andeg señala que, en un mayor porcentaje, las cuentas no le dan al sector térmica.
Es precisamente esta situación la que tiene enfrentados a los productores con el Gobierno, pues mientras Ramírez señala que la planta está definida, pero la fecha, los beneficiarios y la posibilidad de que participen las plantas térmicas están en revisión, empresas como Canacol Energy, cuya previsión de producción va en ascenso, cuestionan los análisis de la entidad para seguir con el plan de convocar firmas interesadas en construir esta infraestructura.
“Es una amenaza para los productores de gas y una competencia injusta, porque es un proyecto que será pagado por los usuarios, que no están pagando por nuestros pozos exploratorios ni por nuestras plantas de tratamiento de gas”, asegura Charle Gamba, presidente de la petrolera.
Por su parte, Ricardo Ramírez, director de la Upme, reitera que la planta está justificada por la continua declinación de los campos de La Guajira, que en 2018 entregaron a la red de transporte 230 millones de pies cúbicos diarios, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), volumen que en el 2013 fue de 601 millones de pies cúbicos como producción promedio, lo que indica que hoy producen solo el 38 por ciento de lo que tenían hace cinco años.
“La declinación de La Guajira es la razón principal, pues está cayendo cada año un poco menos de 100 millones de pies cúbicos, pues de los 600 millones de pies cúbicos que llegó a tener, ya va en 170 millones de pies cúbicos diarios”, agregó el funcionario.
Para la Upme, el balance de oferta y demanda no ha cambiado, ya que no se ha encontrado ningún hallazgo “que nos permita prever que está solucionado el problema, pero con muchas posibilidades, eso sí”.
La declinación de La Guajira es la razón principal, pues está cayendo cada año un poco menos de 100 millones de pies cúbicos
No son excluyentes
Algunas fuentes consultadas señalan que en el caso del gasoducto Buenaventura-Yumbo el inversionista tendrá que asumir el riesgo constructivo de un proyecto en una topografía compleja (el pago se comienza a hacer después de construida la infraestructura), el presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgás), Orlando Cabrales, recalca que los proyectos no son excluyentes.
Pero el directivo sí comparte la posición de los productores en el sentido de que hay que priorizar el desarrollo de los recursos de gas nacionales, pues, además de dar mayor autosuficiencia, implicará efectos importantes para el Gobierno y para las regiones, vía impuestos y regalías, así como precios competitivos.
Se calcula que el gas importado por el Pacífico va a llegar dos veces más caro que el gas que tiene Colombia en este momento. “La charla alrededor de esto es un humo de mentiras para promover el proyecto”, reitera Charle Gamba, presidente de Canacol Energy.
El Gobierno apunta este año a publicar los pliegos de la planta, pero la selección del inversionista se dará en el 2020, pensando en que la planta esté en el 2023 o 2024. Según la Upme, hay una firma extranjera interesada en hacer parte del proceso.
ÓMAR AHUMADA ROJAS
SUBEDITOR DE ECONOMÍA
Tomado de El Tiempo
