El Ministerio de Minas y Energía (MME), con la recomendación de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), ha adoptado varios proyectos con el fin de garantizar el abastecimiento en el corto plazo y la confiabilidad en la prestación del servicio de gas natural. Entre ellos la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, respecto de la que existen inquietudes que, en opinión de quien escribe, conllevan a pensar que la urgencia en el desarrollo de dicha infraestructura de importación no se refleja en el corto plazo, sino en el mediano. Sin embargo, los proyectos de expansión del Sistema Nacional de Transporte de gas natural sí son urgentes y, en la actualidad, no hay claridad sobre la razón por la cual su desarrollo ha sido demorado, si no, nulo.
Así, para las autoridades competentes el desabastecimiento de gas natural es un hecho en el corto plazo -para el año 2021-. Ello se debe a diferentes causas, entre ellas, el fenómeno del niño durante el cual los generadores térmicos demandan altas cantidades de gas para garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica; el descenso de la actividad exploratoria de hidrocarburos; la disminución de las reservas probadas y probables; el crecimiento de la demanda de gas, entre otras. Para contrarrestar el déficit, el Gobierno Nacional a través del MME y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha viabilizado la ejecución de diferentes proyectos para expandir el Sistema Nacional de Transporte e incluir otras fuentes de suministro de gas natural. Para el efecto, se ha emitido un marco jurídico y regulatorio que viabiliza la realización de las inversiones a través del sector privado.
Precisamente, el MME en enero de 2017 adoptó el Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural elaborado por la UPME. En dicho plan, después de analizar la situación del mercado nacional e internacional de gas, la UPME le recomendó al MME los proyectos que deberían ejecutarse en el corto plazo -dentro de los 5 años siguientes-. Esos proyectos son: (i) Planta de Regasificación del Pacífico; (ii) Gasoducto Buenaventura – Yumbo; (iii) Bidireccionalidad Yumbo-Mariquita; (iv) Loop Mariquita – Guandalay; (v) Bidireccionalidad Barancabermeja – Ballena; (vi) Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena; y (vii) Compresión el Cerrito Popayán. Debemos diferenciar aquellos que están embebidos (hacen parte de o están conectados a) en el Sistema Nacional de Transporte de gas natural y los que no. Estos últimos son los descritos en los literales i y ii, que componen la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico. Los demás hacen parte de infraestructura ya existente que requiere ser expandida, y hacen parte del Sistema Nacional de Transporte.
Para la ejecución de esos proyectos la CREG debía regular la forma en la que se desarrollarían. Esa corporación estableció que los proyectos prioritarios que estuvieran embebidos en el Sistema Nacional de Transporte podría realizarlos en primera instancia el transportador incumbente, esto es, el transportador a cuyo sistema se conecta el proyecto. Pero, si este transportador no llega a manifestar su interés en la ejecución del proyecto, entonces su ejecución se realizará por cualquier inversionista que resulte escogido a través de un proceso de selección competitivo realizado por la UPME. Los proyectos prioritarios son aquellos que la UPME declare como tal, por ser necesarios y estratégicos para el sector gas, y que no se han viabilizado financieramente a través de procesos tradicionales (con el respaldo de contratos de suministro y transporte en firme). De no ser caracterizados como prioritarios, esos proyectos pueden ejecutarse por cualquier agente interesado, siempre que cumpla con la normatividad aplicable.
En todo caso, a la fecha, no se conoce que la UPME haya hecho tal declaración; por lo tanto, no se ha iniciado el trámite para definir el desarrollo de los proyectos en primera instancia por el transportador o por procesos de selección. De esta forma, si el desabastecimiento de gas natural es un hecho y resulta urgente viabilizar otras fuentes de abastecimiento y expandir el sistema de transporte ¿por qué han pasado más de dos años desde la adopción del Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural sin que se hayan definido los proyectos de carácter prioritario? Y, además, ¿sin que se haya definido si el inversionista será el transportador incumbente o no? Al respecto, es importante mencionar que los proyectos embebidos en el sistema de transporte tienen como fecha de entrada en operación enero de 2020, y los no embebidos enero de 2021, fechas hoy imposibles de cumplir.
Por otro lado, sobre la Infraestructura de Importación del Pacífico, esta se compone de una terminal de regasificación, un gasoducto entre Buenaventura y Yumbo, y su conexión al Sistema Nacional de Transporte. Busca aportar otra fuente de suministro de gas natural: el Gas Natural Licuado (GNL). Se trata de viabilizar la posibilidad de salir al mercado internacional e importar el gas natural en estado líquido lo que facilita su transporte en grandes volúmenes. Ahora, ¿quién pagará esa infraestructura? La demanda beneficiada; por cada proyecto esta pagará el valor de las inversiones a través de la tarifa de gas. Para ello se viabilizará un ingreso regulado a favor del inversionista que garantizará el retorno de la inversión. La demanda beneficiada debe ser definida para cada proyecto por la UPME.
Sobre la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico se ha manifestado que se pretende beneficiar a la demanda nacional; sin embargo, todavía no existe certeza al respecto. Desde un punto de vista físico ¿la demanda nacional se beneficiará con los servicios de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico? O ¿solo podrá beneficiarse la demanda del interior y sur del país y, aun así, por los altos montos de inversión su retorno estará a cargo de todos los usuarios finales del servicio público de gas del país? Lo que parece definitivo es que la demanda, use o no los activos, deberá hacer los pagos correspondientes. En ese sentido, la demanda residencial será la que pague la inversión que se cargará en la factura de gas natural, iniciando desde la fecha de entrada en operación y hasta un máximo de 20 años. Y ¿cuánto pagará? Se calcula que la inversión será de 700 MUSD (pero tampoco existe certeza).
La CREG ha manifestado que, si las inversiones son de 500 MUSD, la tarifa de gas tendrá un aumento en el componente de transporte “T” de gas: si se conecta al sistema de transporte de Promigas el componente T aumentará un 2% y si se conecta en el sistema de transporte de TGI el componente T aumentará un 1%. En todo caso, se está contemplando que el verdadero valor de la inversión será mayor a 1000 MUSD, por lo tanto, el componente T tendrá una afectación más alta a la analizada por esa corporación. En todo caso, valga aclarar que el valor de la inversión será limitado por la CREG quien definirá el valor máximo de adjudicación. Y los usuarios solo pagarán las inversiones eficientes.
Se resalta que la ejecución de la infraestructura de importación se realizará por el inversionista que sea seleccionado por la UPME. Y se seleccionará un solo inversionista para construir tanto la terminal de regasificación como el gasoducto. La inversión será a todo riesgo del inversionista, pues no estaremos frente a una obra pública, ni ante una concesión, o figura similar. Por lo tanto, los costos que superen el valor máximo de adjudicación serán a propio riesgo del inversionista y no podrán trasladarse a la demanda residencial. Además, el retorno de la inversión no se dará sino solo hasta cuando el inversionista ponga en operación la infraestructura. Y ¿para cuándo? La normatividad vigente dispone que para enero de 2021; sin embargo, en septiembre del 2018 el MME publicó una propuesta modificatoria que contempla el año 2023. En todo caso, se rumora que será para el año 2024. Todavía estamos a la espera de la publicación de la resolución definitiva.
Ahora bien, si bien la regulación vigente contempla la misma fecha de entrada en operación para la terminal de regasificación como para el gasoducto, estas dos infraestructuras tienen niveles de complejidad diferentes en su construcción. Por lo tanto, es posible afirmar que la terminal de regasificación entre primero. Esta última, se prevé que se construya a través de instalaciones off shore, esto es, de una unidad de almacenamiento y regasificación (FSRU); un buque. Este último es posible que pueda entrar en operación en un término de 2 años. En cambio, el gasoducto requiere de, por lo menos, 5 años para su construcción. Y, entonces ¿cómo pagará la demanda beneficiada dicha infraestructura? Si la infraestructura entra con anterioridad a la fecha prevista, el ingreso regulado se pagará a favor del inversionista en un valor equivalente a un promedio simple al ingreso aprobado por la CREG.
Además, la UPME ha dicho extraoficialmente que, pese a que se trata de un mismo inversionista, se independizará la remuneración según se trate de la terminal de regasificación o del gasoducto. Esto implicará que la demanda podría iniciar a pagar la inversión asociada a la terminal de regasificación desde mucho antes a que el gas pueda transportarse a través del Gasoducto. En este punto se resalta que, si bien uno de los servicios de la terminal es la carga de GNL en camiones cisternas, en opinión de quien escribe, en la actualidad no solo no existen señales claras ni precisas sobre el desarrollo de esa actividad (hoy es libre y no regulada), ni se dimensiona la posibilidad de abastecer la demanda de gas a través de transporte terrestre. En todo caso, si ello se viabiliza, resulta claro que las capacidades de las cisternas difícilmente igualarán las de un gasoducto.
Por otro lado, del balance de gas realizado por la UPME en el Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural, así como en el concepto técnico que propone la modificación de las fechas de entrada en operación, no se observa un análisis profundo sobre el aporte que para el año 2024 tendrá la Terminal de Regasificación del Caribe en la oferta de gas. Al respecto, esta terminal atiende única y exclusivamente la demanda térmica del caribe colombiano y tiene como propósito abastecer a los generadores térmicos con obligaciones de energía en firme garantizadas con gas natural importado. Para garantizar el retorno de las inversiones de dicha terminal, la CREG viabilizó un ingreso regulado a favor de tales generadores. Este lo paga la demanda nacional de energía eléctrica a través de las restricciones en la factura de energía. Ese ingreso estará vigente hasta noviembre del año 2024.
Teniendo en cuenta lo anterior para el 2024 los compromisos sobre la capacidad de la infraestructura de importación del Caribe, pueden o terminar o disminuirse. En ese sentido, ¿la capacidad de almacenamiento y regasificación de la terminal del Caribe será ociosa o útil? Probablemente será útil, pero ¿los generadores térmicos tendrán incentivos para seguir acaparando dicha capacidad? Probablemente no, y dicha infraestructura ya no atenderá únicamente a la demanda térmica sino a la demanda de gas en general. En ese sentido ¿habrá sobre oferta si la terminal de regasificación del Pacífico está en operación para el año 2024? Sobre este punto, si bien se tiene el interés de ser un país exportador de gas, en todo caso ni la Terminal del Caribe ni la del Pacífico se estructuraron para que tuvieran la capacidad de liquificar y así exportar el gas.
De otro lado, la UPME en julio de 2018 publicó para comentarios el borrador del documento de selección del inversionista. El calendario publicado por esa corporación indica que la selección del adjudicatario se daría entre mayo y junio de 2019. Con todo, a la fecha no se ha hecho la publicación de los términos finales y el cronograma tiene casi medio año de retraso. Y si bien se conoce que existe una pluralidad de inversionistas interesados en el proyecto, todavía no hay fecha para su selección. Se rumora que se hará para el primer trimestre del año 2020; pero, todavía no existe certeza sobre el nuevo cronograma.
Por último, a pesar de la percepción de escasez de gas natural de corto y mediano plazo, en los últimos meses Canacol Energy y Ecopetrol han anunciado un aumento considerable en sus reservas. Además, las expectativas de gas natural nacional en el off shore de la Costa Caribe y en el Valle Inferior del Magdalena es alta. También está por verse lo que pasará con el fracturamiento hidráulico; en la media que el fracking se viabilice en Colombia las reservas de gas en el país podrían aumentar. ¿Será que estos aspectos implican que las reservas están aumentando y el desabastecimiento no se dará en el corto plazo, sino en el mediano? Esperaremos a la publicación que haga el MME de las declaraciones que hicieron los productores el primer trimestre de este año, y al nuevo balance de gas que haga la UPME conforme a esas nuevas cifras.
En consecuencia, en opinión de quien escribe, tanto los proyectos para la expansión del sistema de transporte, como la terminal de regasificación del pacífico y el gasoducto Buenaventura-Yumbo son fundamentales para la confiabilidad del servicio público de gas combustible. Sin embargo, según el estado actual del marco normativo y de los procesos de selección, ninguno de esos proyectos entrará en las fechas previstas (2020 y 2021). Pareciera que existen dudas sobre la inmediatez del desabastecimiento y grandes expectativas sobre el autoabastecimiento. Esperamos que el Gobierno Nacional encuentre el equilibrio entre uno y el otro. Recordemos que la exploración y producción nacional, y la importación de gas natural no son excluyentes. La creación de incentivos tanto en uno como en otro resultarán fundamentales para atender la demanda nacional y, por qué no, exportar el energético.