La tormenta perfecta

Súbitamente, hace 15 días, se presentó una contingencia, sin solución a la vista, en el campo Jobo, ubicado en el departamento de Córdoba, productor de gas natural y operado por la empresa Canacol Energy. Ello la obligó, por fuerza mayor, a suspender la entrega de 37 Mmpcd de gas natural a la que está comprometida con el mercado no regulado, lo cual se ha traducido en un racionamiento del 10% de la oferta de gas, que viene a sumarse, en una especie de tormenta perfecta, al racionamiento del servicio de energía que padece la región Caribe. Es de anotar que Canacol Energy es el segundo proveedor en la región Caribe después de Hocol, filial de la estatal Ecopetrol. Como se dice coloquialmente, esta es otra pata que le nace al cojo.

Como se lo han planteado las factorías afectadas al alto Gobierno, “las restricciones generan afectaciones a los clientes en sus niveles de producción, costos de producción, precios de venta, e incluso a sus equipos de producción, con daños potencialmente irreversibles”. Sobre todo en aquellos casos en los cuales no se cuenta con sustituto idóneo, como sería la electricidad, para mantener su operación, que son la mayoría de ellas. Con el gravante de que en este preciso momento se presenta una limitación de suministro de electricidad, que está siendo suplida por las térmicas, que operan sobre todo con gas natural como combustible.

Este déficit en el suministro de gas natural contratado por parte de las dos empresas distribuidoras que cubren el mercado de la región Caribe (Gases del Caribe y Surtigas) con Canacol Energy, comprometen 50% del volumen de la capacidad contratada en firme con respaldo físico, lo cual tiene un efecto dominó “aguas abajo”. Por fortuna, esta falla en el suministro no está afectando ni al consumo domiciliario ni al vehicular, como tampoco al parque térmico, que tiene en la regasificadora del Cayao su respaldo para proveerse de gas natural importado siempre que lo requiere.

La opción de comprar el gas natural faltante en el mercado spot sale demasiado costoso, a precios mucho más alto que el convenido en los contratos vigentes ahora interrumpidos, debido a que en los últimos meses la cotización del gas natural ha estado por las nubes. Basta con decir que su precio pasó en un solo año de US$2,55 el Mmbtu en enero de 2022 a US$5,11 en enero de 2023, el doble y en el último mes de este año ha oscilado entre los US$12 y los US$16 el Mmbtu (¡!). Esta escalada alcista de los precios tuvo su detonante en la invasión de Rusia a Ucrania y las sanciones de los países que hacen parte de la Otan a Putin. Esta, entonces es un coletazo de la crisis energética global que desató.

Una vez más este impasse pone de manifiesto que Colombia hace rato pasó de la abundancia a la escasez de gas natural, debido fundamentalmente a la declinación de las reservas de gas en los yacimientos de La Guajira, atenuada por los nuevos hallazgos en el departamento de Córdoba y Sucre (Bloque Sinú). Según el más reciente informe de la ANH contentivo del balance reservas/producción, a la vuelta de tres años la importación de gas natural dejará de ser la excepción para convertirse en la regla. Por fortuna, el descubrimiento de una nueva provincia gasífera offshore, que tiene como epicentro el Pozo Orca en proximidad de las dos plataformas de Chuchupa en La Guajira, constituye una noticia esperanzadora.

Empero, como afirma Alberto Consuegra, vicepresidente ejecutivo de Ecopetrol, allí “hay un gran volumen y una gran cantidad de gas, pero tiene retos. Esos retos son confirmar que los hallazgos y descubrimientos se pueden madurar para llevarlos a la fase de desarrollo y convertirlos en reservas de gas. Ese va a ser el reto”. Razón tiene, entonces, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, cuando plantea la necesidad de “poner el acelerador y hacer cronogramas más rigurosos”, para que las reservas probables y contingentes se tornen en reservas probadas. Con tal fin, se aprestan a perforar el pozo delimitador en Orca para así y sólo así poder establecer el tamaño del yacimiento.

Pero, mientras tanto, cabe preguntarse qué hacer para sortear la actual encrucijada. En primer lugar el grupo térmico, a cuyo servicio está la terminal regasificadora ubicada en la isla de Barú en Cartagena, tiene permanentemente fondeado un buque metanero, con capacidad de almacenar hasta 530 Mmpc de gas natural licuado (GNL) importado, el cual sirve de respaldo para garantizar el combustible para la operación de sus plantas de generación. De este volumen, por limitaciones logísticas se dispone de 400 Mmpcd, de los cuales estas deben disponer 350 Mmpcd para cumplir con el compromiso de ofertar energía en firme (OEF) con cargo de confiabilidad, de manera que bien podría liberar parte del remante para superar la actual coyuntura de desabastecimiento. Otra alternativa es que las térmicas utilicen el gas importado en lugar del gas doméstico, liberando parte de este, mientras se subsana este traspié.

Estas medidas se pueden complementar, como lo plantea Promigas, eliminando “la restricción regulatoria temporalmente permitiendo la comercialización de estas cantidades para periodos inferiores a un año, y así, solventar los requerimientos de gas generados por restricciones en el suministro” y de paso “asignar las restricciones de gas natural a prorrata de los consumos de cada usuario que cuente con contrato en firme, de forma directa o a través de su comercializador”.

Finalmente, para evitar que situaciones como esta se repitan hacia el futuro, ya sea en la región Caribe o en el centro del país, la Creg debe agilizar el trámite de la Resolución que permita que opere la bidireccionalidad de los gasoductos de Promigas y TGI, que se empalmaron desde el 1º de abril pasado, con punto de convergencia (STN) en La paz (Cesar), estableciendo los cargos para posibilitar las inversiones en capacidad de compresión, que se requieren para pasar de la capacidad de transporte actual, que es de sólo 50 Mmpcd hasta los 170 Mmpcd. Para luego es tarde!