La planta de regasificación de Buenaventura prácticamente será una realidad. Antes de finalizar el primer semestre del presente año, la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) dejará sentadas las bases para que sea adjudicada, a través de licitación en el tercer o cuarto trimestre.
En la actualidad, el citado proyecto se encuentra en la fase de prepliegos, etapa que va hasta la primera semana de marzo, y en la que se están recibiendo comentarios para ajustes finales.
Luego, vendría un proceso de aclaración para expedir los pliegos definitivos de la obra, la cual consta del puerto de recepción, la planta compresora y de almacenamiento y un gasoducto.
“La infraestructura entraría en operación entre el 2023 y 2024, por lo que una vez establecidos los pliegos definitivos se realizaría la convocatoria pública para la selección del inversionista privado que adelante las tres obras”, explicó Ricardo Ramírez Carrero, director general de la Upme.
El funcionario precisó que con las condiciones establecidas hay que abrir un espacio suficiente para que los inversionistas privados alisten sus propuestas, que puede ser de entre cinco a seis meses. “Entre más tiempo se otorgue, se amplía el número de proponentes y se le reduce incertidumbre a las mismas propuestas”, aseguró.
CARACTERIZACIÓN TÉCNICA
Las características y especificaciones técnicas de la planta de regasificación de Buenaventura serán muy similares a la infraestructura que opera la Sociedad Portuaria El Callao (Spec) en Barú. Cabe recordar que este complejo posee un muelle de 760 metros de longitud, y tiene la capacidad de aportar 400 millones de pies cúbicos por día, para atender una generación termoeléctrica con capacidad de 2.000 megavatios.
Así mismo, su inversión fue de US$150 millones. Como obra complementaria, posee un gasoducto de 10 kilómetros que conecta la terminal con el Sistema Nacional de Transporte (SNT).
“La capacidad de regasificación, así como de almacenamiento, que tendría el complejo en Buenaventura es el mismo de Barú”, enfatizó Ramírez.
Sin embargo, dejó en claro que la planta tendría una modificación, que estaría sujeta al criterio del inversionista, el cual “elegiría si almacena el gas en un buque, como sucede en el Caribe, o si monta un sistema para tal fin en tierra”, precisó. El director de la Upme, explicó además que la obra consistiría en un tanque para almacenar 170.000 metros cúbicos de gas para una capacidad de regasificación de 400 millones de pies cúbicos por día.
“Sería un tanque en concreto con aislamiento térmico y materiales que puedan almacenar un fluido frío, como el gas líquido para mantenerlo a menos 160 grados centígrados”, indicó.
GASODUCTO, EL GRAN RETO
La obra grande y complementaria del proyecto es la construcción de un gasoducto de 110 kilómetros que uniría a la planta de regasificación, en el Pacífico, con la ciudad industrial de Yumbo (Valle del Cauca).
Los técnicos de la Upme estudiaron el tendido de la línea de tubos por un corredor en el cual ya existe un poliducto, pero de acuerdo a las condiciones que establecería el pliego, el inversionista también definiría su trazado.
“Es a riesgo del inversionista”, enfatizó Ramírez, y explicó que “se informa el punto de salida y el punto de llegada, así como unas características y condiciones en el área de estudio. Los análisis a profundidad de ingeniería básica y de detalle serán responsabilidad de la empresa que resulte seleccionada”.
El director general de la entidad afirmó que la obra es un “verdadero reto”, y señaló que es una zona difícil desde el punto de vista topográfico, biótico y social. “Con anterioridad se han presentado problemas con otras obras de infraestructura como es el caso de la vía Mulaló – Loboguerrero o con la instalación de una torre eléctrica”, dijo.
El montaje del puerto, la planta y el gasoducto tienen una inversión estimada en más de US$600 millones, dividido así: el puerto y la planta en US$400 millones y el gasoducto en US$260 millones.
NECESIDAD DE LA OBRA
Para la Upme, la planta es necesaria desarrollarla porque sus técnicos han observado desde hace varios años una declinación sostenida de la producción de gas en el país, y es una tendencia que la marcan las mismas declaraciones de los productores.
“Desde Cusiana, con excepción de La Creciente no se han encontrado nuevos e importantes hallazgos. Y la proyección de las áreas offshore en el Caribe es que su producción se presentaría en aproximadamente 10 años (2028); es un tema que no está tan a corto plazo”, reiteró Ramírez.
Otra de las razones de la Upme es el gas de Venezuela, cuya oferta no cumple con las especificaciones técnicas de Colombia, y comercialmente no es firme. “Es lo que se sabe con información no formal, y no documentada”, aclaró el funcionario.
Un tercer argumento, inidicó Ramírez, tiene que ver con el shaile gas, cuyos yacimientos no convencionales aún generan incertidumbre en cuanto a su exploración y producción. “Es un tema álgido, que aún merece mucho estudio y aceptación de la comunidad”, concluyó.
Fuente: Alfonso López Suárez – Redacción Portafolio