Desde el 2016 se asignaron las obras de confiabilidad para la red de transporte del hidrocarburo.
Los apuros y preocupaciones que tuvieron esta semana en el centro del país los usuarios industriales de gas natural y los conductores que usan este energético en sus vehículos, quienes tuvieron restricciones del servicio por un daño en un gasoducto que lleva el producto del campo Cusiana en Casanare, y luego por una falla en una válvula de este yacimiento, desnudaron una vez más los puntos vulnerables de la infraestructura de transporte.
Problemas que, después de cinco años, cuando en 2016 el daño en el tubo entre Mariquita (Tolima) y Cali dejó sin servicio al suroccidente del país durante seis días, todavía no se resuelven debido a indecisiones y cortocircuitos entre los agentes privados y las entidades del ramo, en concreto la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) y la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme).
El actual director del Upme, Cristian Jaramillo, quien está al frente de la entidad hace un año, explica que cuando ocurrió dicho incidente del 2016 se publicó un plan transitorio de abastecimiento de gas.
En este se identificaron los tramos que necesitaban bidireccionalidad y aumento de capacidad con más comprensión, como salidas de corto plazo, y la planta de regasificación del Pacífico, como solución de largo plazo para tener más puntos de inyección de gas cuando haya dificultades de producción, y para reducir el costo a los usuarios del suroccidente.
Sin embargo, luego de cinco años y de que varias de estas obras se adjudicaron a los transportadores, quienes presentaron expedientes tarifarios, estas nunca se hicieron debido a la incertidumbre regulatoria porque desde el 2010 no se actualiza la metodología tarifaria del transporte de gas (solo hasta agosto del 2020 se publicó un proyecto de resolución que sigue en consulta) y porque durante ese período la Transportadora de Gas Internacional (TGI) hizo unas expansiones y la tarifa inicial no las reconoció completas, situación que desmotivó a los agentes.
Según Jaramillo, con este precedente y sin la premura que originan emergencias como la de esta semana, el sistema –tanto el Estado como los privados– se durmió y las cosas quedaron sin cambios.
Alejandro Castañeda, director de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), explica que desde hace cuatro años se viene hablando de la necesidad de que la Creg envíe las señales regulatorias, porque sin metodologías los agentes no tomarán decisiones de inversión.
Foto: Mauricio Moreno
Pero, además, Jaramillo reconoce que el mismo Estado se hace zancadilla, toda vez que si bien desde julio del 2020 la Upme adoptó el nuevo plan de abastecimiento de gas, en el que además de la planta de regasificación del Pacífico y el gasoducto de Buenaventura a Cali se prevén otros seis proyectos, solo hasta esta semana se iniciará el proceso de convocatorias para estos últimos.
La razón es que los asesores legales recomendaron archivar y cerrar esos procesos antiguos para hacer unas convocatorias nuevas, que en realidad incorporan prácticamente las mismas obras que se habían identificado hace varios años.
Se inicia nuevo proceso
Según Jaramillo, en la semana que se inicia este lunes se espera enviarles a los agentes las comunicaciones en las que se les pide expresar su interés en hacer las obras de confiabilidad, que es la preocupación de corto plazo, las cuales buscan tener alternativas de suministro para el centro del país, vía importación o producción local, proveniente de otras fuentes diferentes a los campos del Casanare, en caso de eventos como derrumbes que rompan tubos o mantenimientos en los yacimientos.
Las obras, que tienen un costo estimado de 80 millones de dólares, están conformadas por un sistema bidireccional que permita mover el gas desde Barranquilla hasta la estación Ballena (Guajira), en el gasoducto de Promigás, y conectar este ducto con el de TGI (los separan pocos metros), que es el que baja el gas hacia el interior del país.
Con ello se busca que en caso de inconvenientes en los campos Cusiana y Cupiagua, se tome gas desde el norte del país, de los campos de Sucre y Córdoba, se lleve hasta La Guajira y de allí se baje hasta el interior, en una cantidad que podría llegar hasta los 200 millones de pies cúbicos diarios, según calcula Castañeda.
Y agrega que la Misión de Transformación Energética recomendó aumentar la capacidad de la planta de regasificación de Cartagena (está operativa) para apoyar este suministro, para lo cual habría que iniciar los estudios desde ahora porque esta terminal tiene contrato hasta el 2025.
Pero Jaramillo dice que esto agregaría un costo muy elevado para los usuarios del suroccidente, mientras que la planta de regasificación del Pacífico llegaría casi al mismo tiempo pero con un precio inferior y generaría, además, una fuente adicional de competencia para el mercado, la cual les convienen a todos los usuarios.
“El gas en Cartagena vale 12 dólares por millón de BTU (unidad británica de poder calórico), y a Cali llega a 18 dólares, por el paseo que tiene que dar por todo el país. En cambio en Cali, si tengo una planta (de importación en Buenaventura) que me pone el gas a 8 dólares pero el transporte me vale un dólar o dos en el peor de los casos, entonces suma 10 dólares”, explica.
Otras obras claves del plan de la Upme son la capacidad bidireccional del tramo Yumbo-Mariquita, la bidireccionalidad del gasoducto de TGI entre Barrancabermeja y la estación Ballena, y la ampliación de capacidad del ramal Jamundí y la del segmento Mariquita-Gualanday.
Y pese a los reparos que sigue teniendo, el proyecto de la regasificadora del Pacífico se mantiene como la solución de largo plazo en busca de mayor confiabilidad y de un respaldo adicional al abastecimiento, a menor precio para el suroccidente del país, pero también para que sirva como opción futura para el suministro de todo el interior en caso de eventualidades como las ocurridas esta semana.
La Upme prevé que el 21 de octubre se reciban los sobres de los proponentes y el 16 de noviembre se abran las propuestas económicas, de una obra calculada entre 700 y 800 millones de dólares, pero cuyos beneficios a 10 años se calculan en 2.500 millones de dólares.
El tema clave es la remuneración del costo entre los usuarios, aspecto que debe definir la Creg, bajo un modelo que mezcle la confiabilidad y el nivel de consumo que tendrán los diferentes usuarios, tanto industriales, residenciales y vehiculares.Acuerdo de Canacol y EPM, clave para la confiabilidad
Dos años después de haber mostrado el interés por construir un gasoducto para comunicar sus campos productores de Córdoba con el interior del país, esta semana la compañía Canacol Energy anunció la firma de un contrato con Empresas Públicas de Medellín (EPM) para el suministro de gas, por 11 años a partir del 1.° de diciembre de 2024, el cual implicará la construcción de un nuevo ducto de 300 kilómetros y 20 pulgadas de diámetro para abastecer al mercado de Antioquia, pero que hacia el futuro será fuente alternativa para el respaldo del suministro en el interior del país.
“El nuevo gasoducto convierte a Canacol Enegy en un importante proveedor de gas, tanto para la costa Caribe como para el mercado del interior. El acuerdo está alineado con el compromiso del Gobierno colombiano con la transición energética”, indicó el presidente la compañía, Charle Gamba.
Al respecto, el director de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), Cristian Jaramillo, calificó el acuerdo como algo ‘fantástico’ porque evita la vuelta del gas por toda la Costa para ingresarlo a los mercados del interior. “Lo vemos con muy buenos ojos y eso demuestra que los privados sí pueden. Ojalá se den más iniciativas de esas para que se enmalle el sistema”, indicó.
Fuente: El Tiempo
Imagen: El Tiempo
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