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La creciente demanda de gas natural que existe en Colombia ha llevado a que se planteen algunas soluciones para abastecer al país de este energético y una de ellas corresponde a la habilitación de nuevas plantas regasificadoras.

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Este tipo de instalaciones son diseñadas para convertir el gas natural licuado (GNL), que se transporta en buques metaneros a muy bajas temperaturas, a su estado gaseoso y así inyectarlo en la red de distribución.

Con la implementación de este tipo de plantas se facilita el proceso de importación de gas de diferentes partes del mundo para garantizar su suministro a consumidores domésticos e industriales.

De esta manera, de acuerdo con expertos consultados a EL HERALDO, cualquier país puede contar con un mecanismo de respuesta a variaciones a la demanda, aumentando o disminuyendo la producción de gas de forma inmediata.

En la actualidad, en el país se encuentra en operación la planta ubicada en la Sociedad Portuaria El Cayao (Spec LNG), en Cartagena. Sin embargo, desde distintos sectores se ha venido anunciando la puesta en marcha de proyectos que permitan la habilitación de nuevas regasificadoras en el corto plazo.

Esto ha generado cuestionamientos desde distintos sectores, teniendo en cuenta que el país cuenta con amplias reservas de gas para su exploración y explotación. Además, evidenciaron que la implementación de estas instalaciones podría conllevar mayores costos que se trasladarían a los ciudadanos y así este energético no sería un servicio público barato como siempre lo ha sido.

Los planes de expansión

Desde Ecopetrol se vienen liderando diversos proyectos para el desarrollo de plantas de regasificación para así garantizar la seguridad energética del país y el abastecimiento eficiente de gas natural para la ciudadanía.

Uno de ellos se centra en la región Pacifica, y entraría en operación en el segundo trimestre de 2026. Dicho proyecto contempla la instalación de una unidad de recepción en el puerto de Buenaventura para importar Gas Natural Licuado (GNL) y una planta de regasificación en Buga para convertirlo en Gas Natural Regasificado (GNR) y distribuirlo al sistema nacional.

En la región Caribe, por su parte, se contempla la construcción de plantas en los puertos de Coveñas (Sucre) y Ballenas (La Guajira). Es de anotar que la semana anterior se dio la aprobación de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) para desarrollar estas labores en la terminal marítima ubicada en el Golfo de Morrosquillo.

De acuerdo con Ecopetrol, el proyecto en Coveñas “permitirá contar con un HUB estratégico de gas natural en la costa norte, que tiene el propósito de ofrecer un balance adecuado entre la oferta y la demanda del energético a nivel nacional”.

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A esto también se une la solución de regasificación liderada por TGI (filial del Grupo Energía Bogotá) en La Guajira, la cual, además de tener estudios requeridos y diseños de ingeniería, cuenta con la exclusividad en firme de la unidad flotante de regasificación (FSRU), infraestructura que permitirá importar gas natural a menor precio y con disponibilidad a corto plazo, con entrada directa al Sistema Nacional de Transporte.

Visión de gremios

El presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Alejandro Castañeda, señaló a EL HERALDO que actualmente en el país existe una creciente necesidad con relación al abastecimiento de gas natural.

“Para el próximo año, el déficit de gas es del 13 %, mientras que para el 2027 se incrementa al 25 % y eso es una oportunidad grande para importar. Mientras uno desarrolla campos de producción, con los escenarios que tiene este Gobierno), pues no es que haya muchas expectativas de desarrollo de campos en el país para volver a ser autosuficientes de aquí a 2029”, dijo el líder gremial.

Explicó que este panorama explica la puesta en marcha de varios proyectos de regasificación: “Obviamente sí tenemos un potencial de gas importante, pero hay que materializarlo. El gas costa afuera se puede desarrollar, pero está para el año 2029 y 2030”.

A su vez, Julio César Vera, director de la Fundación Xua Energy, afirmó que el panorama es claro en el corto y mediano plazo –es decir, de cara al año 2030– frente a la necesidad de importar gas natural para atender las necesidades del mercado interno, mientras se da la entrada del proyecto Sirius, entre 2029 y 2031.

“No solo se importará para atender la demanda térmica que requiere hasta 400 millones de pies cúbicos por año –dependiendo de las condiciones hidrológicas–, sino para atender la demanda esencial (residencial, comercial, pequeña industria, refinerías, sistema de compresión del sistema de transporte y GNV) y la industrial”, explicó.

Agregó que dicha demanda presenta variaciones a lo largo del año: “Se ha proyectado un promedio de 90 millones de pies cúbicos por día en los primeros meses de 2026, lo que se incrementará entre los 102 y 117 millones de pies cúbicos por día para el segundo y tercer trimestre del año; entre 2029 y 2030 incrementará a 350 millones de pies cúbicos por día”.

Sostuvo que, por este panorama, el país deberá atender dichas necesidades con las plantas de regasificación. Para eso se apoyará en la expansión de la capacidad de Spec, por 50 millones de pies cúbicos desde septiembre de 2027, que se sumarán a los 25 millones de pies cúbicos adicionales que ya entraron el mes pasado.

También se tienen en cuenta, de acuerdo con Vera, los 60 millones de pies cúbicos por día que entrarán desde agosto y septiembre del año entrante con la planta de regasificación del Pacífico, así como los volúmenes adicionales de las plantas de Coveñas (250 millones de pies cúbicos por día desde 2027) o la de TGI en La Guajira (300 millones de pies cúbicos por día desde 2027).

El director de la Fundación Xua Energy fue enfático al sostener que con estos dos últimos proyectos –que se desarrollan a riesgo por parte de estos agentes– el país tendría opciones para garantizar la oferta suficiente de gas ante cualquier coyuntura.

En ese sentido, se podría optar por usar la más eficiente desde el punto de vista logístico, operativo, de escala y tiempos de entrada, que a su vez se traduciría en menores rubros de inversión y mejores precios a los usuarios finales.

“La de TGI por ahora se perfila como la más eficiente, con precios entre 8 y 10 dólares por millón de BTU de gas y a la espera de tener claridad de los posibles precios que pueda manejar Ecopetrol. Por supuesto, lo anterior de la mano de seguir incentivando la producción local en áreas como el pie de monte llanero, la cuenca de los llanos orientales, la cuenca Sinú - San Jacinto y la cuenca Cesar – Ranchería, entre otros”, agregó.

Por su parte, el exministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, sostuvo que se requiere ampliar la capacidad de importación mediante la instalación de otras regasificadoras.

“De hecho, Ecopetrol contrató la instalación de una en Buga para importar gas por el Pacífico, con una capacidad de 60 MPCD y ahora anuncia otro proyecto para instalar una regasificadora en Coveñas, al tiempo que TGI anunció otra para instalarla en la plataforma de Chuchupa (La Guajira). En mi concepto, lo más conveniente es que Ecopetrol y TGI, acuerden asociarse y optar por la solución óptima”, socializó el exministro de Minas.

Pierde el ciudadano

Acosta enfatizó que la afectación en la tarifa que pagan los usuarios de gas ya se siente en el interior del país, con incrementos entre el 20 % y el 36 %, debido a que el gas importado es mucho más caro que el producido en el país. En ese sentido, explicó que el precio por millón de BTU importado asciende a 18 dólares, mientras que la misma cantidad de producción nacional asciende a 8 dólares.

“Los usuarios del Caribe no se han visto afectados todavía porque las empresas que prestan el servicio tenían el gas contratado. Pero esos contratos vencen el próximo mes de noviembre y se tendrá que contratar de nuevo, con un componente importante de gas importado. De manera que el alza se hará sentir a partir de la factura del mes de diciembre”, dijo.

El presidente de Andeg, Alejandro Castañeda, fue claro en decir que si no se desarrollan los proyectos de fracking “no hay ningún corto plazo que llene ese hueco y es más fácil la salida de la importación de gas”.

Y agregó que “el tema es que la importación de gas sí es más costosa que producir el gas nacional en abundancia como lo teníamos antes, que tenemos unos precios muy competitivos y obviamente, pues tiene una afectación a los usuarios”.

Por último, Vera dijo que es claro que por las señales de escasez que existen en el país, el costo de oportunidad y el precio del gas en el país se ha movido hacia las referencias de importación.

“El gas a nivel interno que antes teníamos en valores entre 3 y 5 dólares por millón de BTU, hoy está entre 5 y 10 dólares por millón de BTU, además de que estamos explotando recursos más complejos técnica y geológicamente hablando y de mayores costos asociados. Lo anterior, además del gas importado por Cartagena, que por sus procesos de licuefacción y regasificación involucrados llega a niveles de 15 dólares por millón de BTU en promedio. Esto hace que un gas más costoso, se traduzca en los aumentos de precios”, puntualizó.