El Ministerio de Minas y Energía presentó a comentarios un proyecto de decreto con el que busca una serie de modificaciones al Decreto 1073 de 2015, con el objetivo de garantizar la seguridad energética del país y afrontar el déficit de gas natural proyectado para los próximos años.
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Vale la pena recordar que según datos de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), Colombia podría enfrentar un déficit de gas natural a partir de 2027, haciendo necesario explorar y establecer alternativas adicionales de suministro.
En este sentido, la entidad ha indicado que la importación de gas será necesaria a partir de 2025 para asegurar la estabilidad energética y el bienestar socioeconómico de diversos sectores.
Gremios del sector han llamado la atención sobre la necesidad de revisar opciones de abastecimiento externo, por medio de importación, pero también la necesidad de buscar estrategias que permitan la autosuficiencia en el suministro, para lo cual han llamado la atención sobre necesidad de establecer cambios regulatorios que habiliten recursos como los que se han encontrado en el caribe offshore.
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Durante los años 2022 y 2023, Ecopetrol junto con su socio Shell anunció importantes descubrimientos de gas natural en los pozos Gorgon-1, Uchuva-2 y Glaucus-1, ubicados en la provincia gasífera costa afuera. Estos hallazgos prometen aumentar significativamente el potencial de abastecimiento de gas natural para el país a largo plazo.
Los tres pozos Kronos, Gorgon y Purple Angel-1, muestran para Ecopetrol la posible existencia de una provincia gasífera.
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Sin embargo, la cartera recordó que el incidente ocurrido en agosto de 2023 en el pozo de Jobo de Canacol, que resultó en una reducción temporal de la oferta de gas nacional en 76 giga BTU diario (unidad térmica británica), subrayó la vulnerabilidad del suministro actual. Aunque la restricción fue levantada el 1 de diciembre de 2023, la capacidad ofrecida al mercado se redujo a 50 GBTUD.
En este contexto, el gerente de Estrategia Regulatoria de Ecopetrol, en una comunicación de marzo de 2024, recomendó al Ministerio expedir un marco normativo para facilitar la importación de gas y asegurar el abastecimiento continuo. En respuesta, el Ministerio ha modificado varias definiciones y artículos del Decreto 1073 de 2015, para adaptarse a las condiciones del mercado internacional y establecer incentivos que aumenten la oferta de gas importado y de fuentes costa afuera.
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La cartera establece modificaciones en definiciones claves como «Cantidades Importadas Disponibles para la Venta» que ahora se refiere a las cantidades diarias promedio semanal de gas natural que un agente importador estima tener disponibles para la venta para consumo interno, medidas en giga BTU diario (unidad térmica británica), a través de contratos de suministro.
Además, la definición de «Productor de Gas Natural» se amplía para incluir a aquellos que venden gas a un agente diferente del asociado, convirtiéndolos en comercializadores. También se detalla que los productores-comercializadores pueden ser agentes exportadores, importadores, propietarios de interconexiones internacionales, así como de infraestructura de regasificación.
Se introduce el concepto de «Respaldo Físico», que garantiza que un productor cuenta con reservas de gas natural, o que un comercializador o transportador tiene físicamente el gas o la capacidad de transporte necesarios para cumplir con sus compromisos contractuales firmes.
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Se especifica que para los campos costa afuera, este respaldo físico se considera desde el momento en que se declaran los recursos contingentes. También se establece que un agente tiene respaldo físico de gas natural importado cuando tiene un contrato que garantiza acceso a la capacidad de interconexiones internacionales y/o regasificación y almacenamiento de gas natural.
En segundo lugar, se añaden nuevos parágrafos, definiendo la prioridad en el abastecimiento de gas natural en situaciones de insalvables restricciones o emergencias graves. Se especifica que la demanda esencial será atendida primero, seguida por la demanda no esencial con contratos vigentes con garantía de suministro sin interrupciones.
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Las exportaciones pactadas en firme serán la última prioridad. Se introduce también un mecanismo para resolver empates en la asignación de volúmenes de gas, priorizando al usuario con el mayor costo de racionamiento.
Adicionalmente, se estipula que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) establecerá los protocolos operativos necesarios para la entrega física del gas natural asignado conforme a la prioridad señalada y los mecanismos para remunerar los servicios de transporte requeridos. El decreto también excluye el gas natural importado para plantas termoeléctricas de la aplicación de estas prioridades, salvo en circunstancias específicas.
Alejandro Castañeda, presidente ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg).
Cortesía Andeg
Con la expedición de este decreto, los productores y productores-comercializadores de gas natural declararían al Ministerio de Minas y Energía sus Proyecciones de Producción Total Declarada Vendible y Proyecciones de Consumo anualmente y desagregadas mensualmente para un período de diez años. Asimismo, se obligaría a los agentes importadores de gas a declarar sus Cantidades Importadas Disponibles para la Venta (CIDV), con actualizaciones semanales posibles.
Precisamente, establece mecanismos que permitan la comercialización de estos volúmenes, lo que permitiría comercializar las moléculas provenientes de campos costa afuera, así como de gas importado de manera libre, en cualquier momento del año, y a precios acordados libremente entre los agentes.
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Alejandro Castañeda, presidente de Andeg, gremio que agrupa a los generadores térmicos, señaló que para sus plantas este es un cambio neutro, puesto que aplicaría para nueva infraestructura de importación y no tendría efecto sobre la Sociedad Portuaria El Cayao (Spec) que es la única de este tipo con la que cuenta el país.
Finalmente, generaría cambios sobre el Plan de Abastecimiento de Gas Natural que se modifica para asegurar que las obras necesarias para garantizar la confiabilidad y seguridad del suministro se ejecuten y entren en operación de manera oportuna.
Castañeda señaló que los planes de crecimiento del parque térmico a gas está pausado por cuenta de la falta de certeza de abastecimiento de gas para contratos a futuro, lo cual plantea un escenario complejo para esta tecnología.
DANIELA MORALES SOLER
Periodista de Portafolio
