Se calienta debate por planta de regasificación en Buenaventura
La Upme prepara una versión definitiva del estudio técnico del proyecto. La financiación de la obra genera dudas para representantes del sector del gas natural.
La estructuración del proyecto de la planta de regasificación en Buenaventura, en el Valle del Cauca ha divido opiniones sobre su necesidad y pertinencia para el mercado, la financiación y quiénes asumirían los costos.
La de Buenaventura sería la segunda planta de esta naturaleza en el país, pues la primera se encuentra en Cartagena y atiende la demanda de las generadoras térmicas del Caribe.
Tres años se cumplieron de la resolución del Ministerio de Minas y Energía para la adopción del Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural en el que se hizo una lista de obras prioritarias para el país que incluyó la construcción de la planta de regasificación de 400 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) con una capacidad de almacenamiento proyectada de 170.00 metros cúbicos de gas natural licuado (GNL).
En aquel momento las proyecciones se hicieron para que entrara en operación en 2021. Ahora, el Gobierno estima que puede entrar en 2023, doce meses antes de la fecha en que se llegaría a los límites de abastecimiento de gas y declinación de los campos de gas de La Guajira.
El pasado 31 de enero la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) cerró la etapa de comentarios sobre la planta, y desde el Gobierno se apunta al proceso de estructuración y cierre financiero del proyecto que permitirá importar gas licuado y cubrir el abastecimiento de suroccidente y parte del mercado del interior del país.
El costo estimado de la planta es de USD200 millones, y es en su financiación donde empiezan a dividirse las opiniones. Otros lo elevan a USD700 millones.
Jorge Linero, presidente de Gas de Canacol Energy, afirma que la construcción de la planta ha lanzado un mensaje de “incertidumbre” al mercado. El ejecutivo hizo referencia a cuatro puntos del documento de la Upme que explica la necesidad de la planta.
El primero es la oferta y la demanda, pues según Linero la obra implicaría el cobro de una sobretasa para los usuarios de gas natural de todo el país.
“No considera el efecto del precio sobre los usuarios y que estos podrían demandar menos o irse a otro combustible más económico. No considera la elasticidad de la demanda. Se equivoca en el análisis de precios, y se equivoca al final en quiénes serían los beneficiados de la planta de regasificación del Pacífico”, dijo Linero.
El viceministro de Energía, Diego Mesa Puyo, dijo que el debate sigue abierto y no hay nada aún escrito. “Está en discusión cómo se financiará la planta, si por la demanda atendida por la planta o por toda la demanda general”.
Efecto en la tarifa
El presidente de Canacol subrayó que no tendría sentido que si la Costa Caribe no se beneficia de ese gas, los usuarios de la región deban pagar por el proyecto. “Subiría (la tarifa de gas) de una manera desproporcionada para los usuarios. Afectaría la demanda y la producción nacional. Lo que hay es que generar oportunidades, pero si se encarece este producto con una tasa para traer gas importando es un gran contrasentido. Se va a contraer la demanda, y si no hay quién lo compre para qué entonces se produce”, agregó.
Sobre los efectos posibles vía tarifa, Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), analizó que los agentes de la cadena deben tener en cuenta hacia dónde llegan los beneficios. “El Gobierno debe definir cómo se va a estructurar el pago del activo. Pero desde nuestro punto de vista es un activo de confiabilidad que debería ser pagado por todos aquellos que se beneficien de esta”.
El potencial para aumentar la producción de gas del país, de acuerdo a las compañías y expertos participantes en foros como el de GNV, celebrado en la Costa Caribe el año pasado, se identificó con la explotación offshore y los yacimientos no convencionales.
Orlando Cabrales, presidente de Naturgas, está de acuerdo en priorizar la producción local de gas natural, teniendo en cuenta este gran potencial. “No obstante lo anterior, vemos una nueva planta de regasificación como un proyecto de respaldo al sistema energético y cuya ubicación debe depender de los estudios técnicos y de la eficiencia económica del proyecto”.
Alejandro Castañeda se mostró también partidario de sacar adelante la planta de regasificación teniendo en cuenta las proyecciones de reservas disponibles. “Es un proyecto atractivo e interesante para el sector térmico y al estar localizado en Buenaventura las plantas térmicas que están en el centro del país y que se respaldan en líquido podrían cambiar de combustible y volver a gas natural”.
Las térmicas se abastecen de combustibles líquidos y de gas natural (nacional e importado) y representan unos 10.800 gigavatios hora año (Gw/h año) de energía en firme, un 15% de la demanda en un periodo de escasez, de acuerdo con datos de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, Acolgen.
Cartagena tiene una planta de regasificación que es sostenida por los beneficiarios y las térmicas eléctricas como Termocandelaria, Tebsa, Termoflores, y usuarios industriales y residenciales. “En la de Buevaventura se plantea que sea por todos los colombianos. El gas que se importará hacia esa planta lo tendrá que pagar en Barranquilla y toda la Costa, sin tener una molécula de gas de esa planta”, dijo Linero.
Orlando Cabrales agregó que es clave que la participación del sector térmico en el proyecto, ya que este tendrá un uso esperado del 66% de la capacidad, y pidió que se tenga en cuenta al usuario. “Es importante estimular la generación de energía con combustibles limpios como el gas natural. Si se decide hacer el proyecto de la nueva planta de regasificación, debe haber eficiencias económicas que protejan a los usuarios, al sector y le den competitividad al gas natural”.
Proyecciones
Jorge Linero pone en discusión las proyecciones del país en el potencial de gas convencional y no convencional y prioriza en la producción nacional. “Solo con los proyectos que hoy se están ejecutando no necesitaría ni una molécula de gas después de 2028”.
¿Cuál es el afán? Y si logramos concretar y extraer el potencial de gas en yacimientos convencionales (fracking, que es otra cosa) podemos durar 15 años o más adicionales sin tener que traer gas importado”.
El gas importado cuesta el doble del gas nacional (USD4 - USD5 contra USD8/mbtu). Con las proyecciones, Linero estima que el precio para el consumidor de Bogotá, por ejemplo, pasaría de USD6,5 a USD11,5 /mbtu.
El presidente de Andeg dijo que en el análisis de la discusión del potencial del país a reservas probadas y materializadas faltan años. “Uno escucha del gas offshore. Uno sabe que faltan 10 a 8 años. La coyuntura 2024 está a la vuelta a la esquina y lo que hay en proyecto y producción en curso no alcanza y tiene que tomarse una decisión. Dadas las condiciones de contratación son muy complicadas, dado la situación de gas que tenemos y la presión de gas, estamos de acuerdo con el proyecto, nos parece una buena iniciativa”, agregó Alejandro Castañeda.
A Jorge Linero también le llama la atención que la Upme no ha aclarado si la planta de regasificación operará con o sin el gasoducto Buenaventura- Jumbo. “Si no sirve, no puede suministrar gas. Ahora es difícil su construcción. Ese proyecto atraviesa la mina indígena. Ellos dicen que pueden cobrar en ese asunto útil. Podríamos terminar pagando por una planta que no funcionaría”.
Financiación
El director de la Umpe, Ricardo Ramírez, afirmó que por ser la planta de regasificación del Pacífico un activo de seguridad de abastecimiento y confiabilidad, se propone que sean los beneficiarios directos quienes estén sujetos de cobro para remunerar el proyecto.
“La regulación contempla que dichos beneficiarios puedan suscribir contratos con el adjudicatario de la Planta de Regasificación y en tal sentido el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento está en línea con la propuesta de la misión energética”, indicó en respuesta a EL HERALDO. Señaló que la planta de regasificación se empezará a pagar una vez entre en operación. “Por ser un activo de seguridad de abastecimiento y confiabilidad para el sector de gas natural se deberá remunerar siempre que esté disponible”.
