Si bien en materia de gas natural el país tiene más años de autosuficiencia que en petróleo, las entidades oficiales del sector, encargadas de la planeación y proyección de los escenarios de suministro del combustible para el país, ven factores adversos para el abastecimiento de los consumidores en el mediano plazo, pese al primer hallazgo en el mar Caribe (en proceso de delimitación) y los nuevos descubrimientos en Sucre de Canacol Energy.
En efecto, hace unas semanas, en una reciente actualización del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) llamó la atención sobre la situación para el suministro del energético, ya que la caída en la producción, la ausencia de nuevos desarrollos, la disminución de taladros y de exploración sísmica, más la reducción de inversión, permiten prever que las incorporaciones de reservas van a seguir limitadas.
Según la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), de tener un promedio de utilización de taladros del 50 por ciento en el 2014, en el 2015 el indicador fue del 30 por ciento y durante el primer semestre del 2016 cayó al 10,7 por ciento.
Además, las cifras del Banco de la República muestran que se ha profundizado la caída en la inversión extranjera en el sector petrolero, pues mientras en el 2015 hubo una contracción del 46,9 por ciento, durante el primer semestre del 2016 el desplome ha sido mayor y va en el 67,6 por ciento, ya que el monto de recursos pasó de 2.145 millones de dólares en la primera mitad del 2015 a 1.280 millones de dólares en igual periodo del presente año.
La Upme agrega que con el incremento de los conflictos sociales y ambientales, visibles, por ejemplo, en la revocatoria de licencias, se perjudica la percepción de seguridad jurídica, lo que aproxima al país hacia la pérdida de autosuficiencia, convirtiendo a la importación en la principal tabla de salvación para el abastecimiento futuro.
“En estas circunstancias, la importación de gas natural se vislumbra como una de las soluciones viables para mantener la continuidad en la prestación del servicio y garantizar el abastecimiento, mientras el país recupera sus niveles de competitividad y robustez para la atracción de capital de riesgo que permita materializar los esfuerzos en reservas de hidrocarburos”, indica el documento.
(Además: Hogares pagaron el gas natural un 20 % más costoso)
El análisis de la Upme recalca que, en ese entorno, se hace necesario admitir como fuente de suministro el gas natural licuado (GNL) para que respalde la dinámica del mercado interno.
Y al considerar los factores externos, la entidad gubernamental reconoce que es poco probable que se registren hallazgos de hidrocarburos en el inmediato futuro, lo que vuelve muy complejo el esquema de abastecimiento de mediano plazo.
“Lógica que lleva a poner de manifiesto la necesidad de anticiparse a escenarios de déficit, cuya solución requiere tomar decisiones inmediatas”, señala.
Las cifras
Aunque para las proyecciones se tienen en cuenta tres escenarios (escasez, base y abundancia), el monitoreo a la inversión y su traducción en reservas de gas permiten afirmar que el país está cerca del primero (escasez).
Bajo este parámetro se calcula que, con unas reservas probadas para el 2014 de 5,3 terapiés cúbicos, para el año 2021 el país adicionaría solamente 0,35 terapiés cúbicos correspondientes a las recursos probables y posibles, más un terapié cúbico de recursos en yacimientos en el mar y 0,5 terapiés cúbicos de los hidrocarburos no convencionales (los dos últimos son los más costosos de explorar).
Con este escenario, las inversiones anuales que requeriría el país para materializar en producción este potencial deberían ser de 4.600 millones de dólares en los próximos 18 años, dedicados principalmente al desarrollo de reservas. Bajo este supuesto, el monto anual de inversión debería ser de 6.098 millones de dólares, y en el de abundancia, de 8.000 millones de dólares.
Pero el documento advierte que “la elevada volatilidad de los flujos de inversión externa indica que, más allá de las reglas que Colombia fije para atraer recursos al sector, dicha inversión se comporta por parámetros vinculados con los precios internacionales y condiciones globales que escapan a la posibilidad de las autoridades para intervenir”.
Y luego de comparar los escenarios futuros de demanda frente a la oferta, la Upme considera que aunque para equilibrar la oferta y la demanda tiene mayor beneficio para el país que el gas sea origen nacional, la incertidumbre de incorporación de recursos propios es alta, lo que obliga a buscar una segunda opción de oferta desde el mercado externo, que se traduce en la construcción de la segunda planta de regasificación, en Buenaventura, adicional a la que se estrenó recientemente en Cartagena.
Esto porque “elimina riesgos geológicos y proporciona garantía de abastecimiento”, indica el documento oficial.
La planta no reprime la inversión
Al señalar que es importante que haya diversas alternativas de abastecimiento de gas natural, Orlando Cabrales Segovia, nuevo presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), recalca sobre la segunda planta de regasificación, en Buenaventura, que es preciso determinar la relación de costo beneficio, principalmente, por el gasoducto.
No obstante, el dirigente gremial recalca que una decisión en este sentido no debería desincentivar la inversión en los proyectos en el mar (offshore), porque siempre esta actividad debe tener un componente de exportación y la regulación lo permite.
Y agrega que para que en el país un yacimiento de gas en el mar sea comercialmente viable se requieren reservas de un terapié cúbico, es decir, cerca del 30 por ciento de las reservas totales actuales, por la magnitud de inversiones requeridas para desarrollar la infraestructura de producción.
“No pasa lo mismo en el golfo de México, en Estados Unidos, porque allí llevan 60 años haciendo desarrollo y existe la infraestructura y los tubos pasan cerca”, indicó.
ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor Economía y Negocios
En Twitter: @omarahu
