Causas y alternativas a la crisis de gas natural en Colombia

Tras identificar las principales causas que han desencadenado la crisis actual en la oferta interna de GN, este artículo presenta una serie de propuestas que pueden implementarse de inmediato para revertir esta situación.

La crisis actual del gas natural (GN) en Colombia ha suscitado numerosas discusiones. Sin embargo, para entender a fondo este problema y descubrir sus raíces, es fundamental mirar hacia el pasado y conocer la historia del gas natural y del metano en el país.

Gas Natural (GN)

Según algunos registros, alrededor del año 1900 comenzaron las perforaciones de numerosos pozos en Colombia con el objetivo principal de encontrar petróleo. En el proceso, se halló GN; sin embargo, como en esa época el gas no tenía valor comercial, muchos de estos pozos fueron considerados improductivos y terminaron cerrados o incluso quemados.

En el año 1973, en el departamento de La Guajira, se descubrieron dos grandes yacimientos de GN, lo que llevó a Ecopetrol y al gobierno de turno a replantear el uso de este combustible. En la tabla No. 1 observamos la cronología que tuvo este desarrollo.

Las reservas recuperables de GN, calculadas para los dos yacimientos, eran de 4.067 gigapiés cúbicos (GPC) (Nota 1).

Teniendo en cuenta este volumen de GN, en 1987 se proyectó la construcción del Gasoducto Central para transportar GN desde La Guajira hasta el centro del país.

Los campos de Cusiana, Cupiagua, La Creciente y Gibraltar, así como nuevos hallazgos en Córdoba y Sucre, entraron a reemplazar en gran medida la producción del GN de La Guajira, debido a su explotación y a la falta de nuevos hallazgos en esta región.

Existen otros campos diseminados a lo largo del territorio nacional, pero su producción es muy reducida y no representa un porcentaje significativo del total nacional. Los grandes desarrollos en la producción nacional de GN se ubican principalmente en la costa caribe y los llanos orientales y concentran el 47% de las reservas probadas de GN.

La demanda de GN está asociada a los sectores térmicos, industriales, domésticos, de gas natural vehicular (GNV), refinerías y petroquímicos (Nota 2). El sector doméstico representa aproximadamente doce millones de usuarios residenciales, de los cuales el 85% corresponde a estratos 1, 2 y 3.

Desde 1997, la demanda de GN ha crecido a una tasa promedio anual del 2,36%. (Nota 2). El mercado presenta una alta concentración en la explotación y la producción; actualmente existen aproximadamente treinta empresas explotadoras y productoras de GN, y tres de ellas suman más del 90% de la producción total, siendo Ecopetrol la mayor productora de GN, seguida por Canacol y Lewis Energy.

La distribución del GN está concentrada en cinco grupos que controlan el 85% del negocio:  Vanti, Promigás, Gases del Caribe, EPM y Alcanos (Nota 4). Estos grupos controlan once empresas que prestan el servicio de distribución del GN a nivel nacional.

Los principales gasoductos en Colombia son propiedad de Ecopetrol y TGI, empresas con una gran participación estatal (Nota 4).

La configuración del mercado responde a un oligopolio regulado por la CREG, ya que la producción, el transporte y la distribución están concentrados en muy pocos productores y empresas de la cadena de suministro. La mayoría de los usuarios no participa en subastas y está obligada a contratar el servicio de las empresas distribuidoras que nos asignen. No existe competencia de precios para la mayoría de los usuarios.

Principales factores que han incidido en la crisis de la oferta de GN a nivel nacional

En el año 2005, Colombia y Venezuela suscribieron un acuerdo binacional para la construcción del gasoducto Antonio Ricaurte. Este importante proyecto fue firmado por el entonces presidente de Colombia, Álvaro Uribe Vélez, y el presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Hugo Chávez Frías. El objetivo principal era conectar la ciudad de Maracaibo, en Venezuela, con la población de Ballenas, en Colombia, mediante esta infraestructura energética. Por parte de Colombia, participaron como socios Ecopetrol y Chevron, mientras que, por parte de Venezuela, intervino PDVSA.

Allí se acordó que:

“Colombia deberá suministrar GN a la República Bolivariana de Venezuela desde el año 2007 hasta el año 2012 las cantidades indicadas en el cuadro anexo”.

El suministro de GN de Colombia a Venezuela se extendió hasta 2016, aunque el acuerdo original establecía que Colombia entregaría 170 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) de GN hasta 2012. A partir de 2013, el compromiso era revertir el flujo para que Venezuela abasteciera a Colombia con 150 MPCD durante 16 años, y este convenio funcionaba como un préstamo de gas que debía ser devuelto en especie.

En la Ilustración No. 1: Línea del Tiempo acontecimientos principales en el sector Gas. En esta gráfica vemos los acontecimientos más importantes desarrollados en el sector gas en el período indicado.

Gas Metano Asociado a Yacimientos de Carbón (CBM)

En la cuenca carbonífera del departamento de Cesar, en el año 2008 se encontró un yacimiento de CBM, con un volumen estimado de cuatro a diez terapiés cúbicos (TPC). Adicionalmente, se estima que Colombia tiene recursos de CBM entre 45 TPC y 113 TPC en otras regiones productoras de carbón.

Las iniciativas privadas de investigación de Coal Bed Methane (CBM) en el país son mínimas; sin embargo, se destacan los avances en la cuenca carbonífera del Cesar- Ranchería, bloque la Loma (Nota 7). En 2021 se puso en marcha el primer proyecto de aprovechamiento de CBM.

Otra iniciativa privada se está llevando a cabo en la cuenca carbonífera del norte de Antioquia-Córdoba, que se encuentra en etapas tempranas (Nota 6).

En la siguiente tabla se indican varias metodologías para obtener CBM:

Se requiere que el país avance en una regulación clara, capacitación de recurso humano y mejoramiento tecnológico de las minas subterráneas donde se extrae carbón (Nota 6).

Se debe destacar que solo en febrero de 2021 se otorgó comercialidad a la cuenca carbonífera del Cesar-Ranchería por la Agencia Nacional de Hidrocaarburos (ANH) (Nota 6), y el hallazgo se realizó en 2008.

Se han construido termoeléctricas generadoras de energía eléctrica empleando GN, que consumen aproximadamente el 32% de su demanda, y existen proyectos para convertir centrales térmicas actuales de carbón a GN.

Posibles causas de la disminución de la oferta de GN a nivel local

La primera causa probable de la crisis en el suministro de GN en Colombia se relaciona con el acuerdo firmado para la construcción del gasoducto Antonio Ricaurte. Según lo pactado, Colombia debía suministrar GN a la República Bolivariana de Venezuela durante cuatro años, y a partir de 2012 recibiría gas de Venezuela por un período de 16 años, con un volumen de 150 MPCD. Sin embargo, Colombia continuó exportando gas hasta 2016, más allá del plazo originalmente previsto, lo que redujo las reservas de GN de los yacimientos de La Guajira. Además, en la última década no se solicitó oficialmente el retorno del volumen acordado, lo que ha contribuido al actual estado de estrés ante el posible agotamiento de las reservas nacionales. Esta situación ha beneficiado al oligopolio del GN, pues la falta de devoluciones desde Venezuela restringe la oferta, afecta las tarifas y favorece la importación de gas licuado, lo que evita una sobreoferta que podría reducir los precios del gas.

La segunda causa probable de la crisis se debe al retraso en la explotación del gas metano asociado a yacimientos de carbón (CBM) en la cuenca carbonífera del Cesar-Ranchería. Aunque el hallazgo de este yacimiento se produjo en 2008, la comercialidad del proyecto no fue reconocida sino en febrero de 2021. Durante esos trece años, entidades como el Ministerio de Minas, el Ministerio de Ambiente, Ecopetrol, UPME y la ANH tardaron en otorgar los permisos necesarios para el desarrollo y la explotación de este recurso. Cabe resaltar que el CBM cumple las especificaciones para su transporte por los gasoductos que actualmente operan con GN en el país, lo que representa una alternativa viable y oportuna para diversificar y fortalecer la oferta interna.

Finalmente, cabe destacar que las reservas de CBM son considerablemente superiores a las de GN. Si se hubiera avanzado oportunamente en su explotación, la situación actual de crisis podría haberse evitado. Por tanto, la falta de gestión para asegurar el cumplimiento de acuerdos internacionales y los retrasos en la habilitación de los yacimientos de CBM han sido factores clave del desabastecimiento y de la vulnerabilidad del sistema de suministro de gas natural en Colombia.

Propuestas para salir de la crisis a corto plazo

Tras identificar las principales causas que han desencadenado la crisis actual en la oferta interna de GN, presentamos a continuación una serie de propuestas que pueden implementarse de inmediato para revertir esta situación.

1. Instar al gobierno de la República Bolivariana de Venezuela a honrar el compromiso binacional establecido en 2005, exigiendo la devolución del préstamo de GN otorgado por Colombia durante ocho años, cumpliendo así el volumen de 150 MPCD durante un período de 16 años.
2. Solicitar formalmente a Venezuela la ampliación del plazo de devolución del gas o el incremento del volumen pactado, teniendo presente que el suministro de Colombia se extendió de cuatro a ocho años, el doble del período inicial convenido.
3. Urgir a Drummond Energy para que acelere el desarrollo del yacimiento de gas metano asociado al CBM en la cuenca Cesar-Ranchería, una solución clave para suplir la demanda de GN actualmente insatisfecha, aprovechando la capacidad de transporte de los gasoductos existentes.
4. Priorizar que las plantas termoeléctricas actualmente operando con GN realicen la transición al uso de CBM como combustible, lo que contribuye a equilibrar el consumo nacional y reducir la presión sobre el gas convencional.
5. Exigir que en todos los proyectos futuros de conversión de térmicas de carbón a GN, se incorpore obligatoriamente el uso de CBM como fuente principal de energía.
6. Garantizar que todo nuevo desarrollo de plantas térmicas utilice CBM como combustible y, de ser posible, se construya en las cercanías de un yacimiento de CBM, para optimizar así los recursos y la eficiencia logística.
7. Para la exportación de energía eléctrica, limitar la participación de las termoeléctricas en la canasta de estas exportaciones, lo que evita que consuman el gas necesario para cubrir la demanda nacional.
8. Interconectar el yacimiento de Cesar-Ranchería de CBM con el Sistema de Transporte de GN a nivel nacional, para asegurar así que, al menos, la demanda faltante de GN pueda cubrirse de forma eficiente y sostenible.

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