Nuevos proyectos de transporte de gas por más de $ 1 billón

Mientras se desarrollan los nuevos yacimientos, la alternativa es mover más gas desde los Llanos Orientales y el valle inferior de Magdalena Medio hacia los centros de mayor consumo en el Caribe.

Nuevos proyectos de transporte de gas por más de $ 1 billón

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Nuevos proyectos de transporte de gas por más de $ 1 billón

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abril 29 de 2015 - 02:19 a.m.
2015-04-29

En los próximos años la Costa Caribe colombiana tendrá la posibilidad de adquirir una mayor oferta de gas natural, gracias a la construcción de proyectos de infraestructura que adelantan empresas como Transportadora de Gas Internacional (TGI) y Promigas.

La declinación de los campos de gas de La Guajira (Ballena, Chuchupa y Riohacha) se va a mantener y, a pesar de las buenas perspectivas de nuevos hallazgos en el mar Caribe, mientras se desarrollan estos nuevos yacimientos la alternativa es mover más gas desde los Llanos Orientales y el valle inferior de Magdalena Medio hacia los centros de mayor consumo en la costa Atlántica.

“Indudablemente, necesitamos ampliar la capacidad del gasoducto de Sucre. Canacol ha encontrado un gran volumen de gas, igual que Hocol y Pacific Rubiales”, señaló Eduardo Pizano, presidente de Naturgas.

LOS PROYECTOS 

Por un lado, Promigas avanza en los trámites para desarrollar el ‘Loop’ del sur, que aumentará la capacidad de transporte de Bolívar, Sucre y Córdoba, dado el aumento de las reservas de gas de Canacol y Hocol en el Sucre. Se trata de un tubo de cerca de 120 kilómetros de extensión que tendría una inversión cercana a los 100 millones de dólares. Esto aumenta la oferta de gas natural hasta en 200 millones de pies cúbicos para esta zona, casi el 20 por ciento de la demanda del país, y estaría lista a finales de este año.

La empresa ya presentó la solicitud de licencia ambiental a la Autoridad Nacional y lleva más de un año en trámite.

TGI, por ejemplo, alista una serie de proyectos que buscan conectar el campo de Cusiana, en los Llanos Orientales, en donde se concentra la mitad de las reservas probadas de gas que existen hoy día en el país.

Por un lado, está la expansión del gasoducto Cusiana-Vasconia Fase III, que va a aumentar en 20 millones de pies cúbicos diarios la capacidad del tubo. Esta línea va desde el campo de Cusiana hasta el Magdalena Medio, está en ejecución y se entregaría en diciembre de este año.

Pero, para que pueda servir a la costa Atlántica, tendría que complementarse con la Fase IV del mismo tubo de Cusiana, que permitiría aumentar de 100 a 150 millones de pies cúbicos la capacidad de transporte, y con la ejecución de las obras de bidireccionalidad del gasoducto Ballena-Barrancabermeja, que hoy día permite el transporte de gas de norte a sur solamente.

Estos dos proyectos, que suman más de 300 millones de dólares en inversión, dependen aún de que TGI pueda asegurar su viabilidad financiera mediante la gestión de contratos a largo plazo y las tarifas de remuneración que fije la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) para estas iniciativas.

MÁS CONFIABILIDAD

De acuerdo con el presidente de la compañía, David Riaño, además de aumentar la oferta de gas para la costa, este proyecto es fundamental para robustecer el sistema y da confiabilidad. Pero también implica riesgos para la compañía. “Una preocupación que tenemos son las reglas que hacen falta para definir cómo se remuneran los proyectos de confiabilidad para que el siguiente periodo tarifario salga oportunamente, de tal manera que los proyectos inicien y terminen en el momento que lo requiera la demanda.

Además, es necesario tener en cuenta que hoy día nos tomamos más tiempo en hacer las obras porque los procesos sociales y ambientales son más largos”, señaló Riaño.

La estrategia que está implementando la empresa para reducir el riesgo de no recibir la remuneración esperada por parte de la Creg es asegurar primero la demanda firmando contratos con industrias y empresas de generación térmica que necesitan el hidrocarburo. En octubre de este año definirán la demanda de los proyectos y decidirán si con los contratos firmados inician la ejecución de los gasoductos o esperan a que les definan las tarifas.

“Para nosotros el tema de la expansión se ha vuelto crítico (...) hay unas expansiones que se han demorado, en parte por la Creg, no sobra decirlo, por lo tanto, desde la demanda hay cierta molestia”, señaló el director ejecutivo de la Creg, Jorge Pinto Nolla.

Sin embargo, declaró que la entidad está abierta a reunirse con los transportadores para buscar mecanismos que agilicen la aprobación de las tarifas.

Esto es fundamental porque la demanda de gas natural del país está creciendo aceleradamente.

Según el presidente del Consejo Directivo de Naturgas y presidente de Promigas, Antonio Celia, si bien las empresas tienen los proyectos para ampliar la capacidad, el Estado y sus autoridades deben también marchar al ritmo que requiere el país, para evitar que se den nuevas estrecheces entre la demanda y la oferta.

PERPSPECTIVA DE MAYORES COSTOS DE PRODUCCIÓN 

La Unidad de Planeación Minero Energética, Upme, advirtió que el costo del gas en boca de pozo tiene una tendencia a crecer. Pasaría de un promedio de 4,68 dólares por millón de BTU (unidad con la que se mide el poder calorífico del gas) a 12,12 dólares por millón de BTU. El costo es cerca del 35% de los componentes de la tarifa.

Para Eduardo Pizano, presidente de Naturgas, las inversiones son indispensables para garantizar el suministro.

nohcel@portafolio.co