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Infraestructura

Los 'peros' que se mantienen sobre la Regasificadora del Pacífico

Este lunes, se cierran los comentarios de los documentos a inversionistas. Sin embargo, todavía persisten dudas y críticas sobre esta planta.

Regasificadora

En Colombia ya hay una planta regasificadora que está ubicada en Cartagena. Se trata de la Spec que construyó Sacyr.

Cortesía

POR:
Daniela Morales Soler
agosto 22 de 2022 - 03:58 a. m.
2022-08-22

En julio, la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) y el Ministerio de Minas y Energía presentaron los documentos de selección de inversionistas para el proyecto de la Regasificadora del Pacífico. Esta es la segunda ronda que realiza el gobierno nacional para lanzar este proyecto, ya que la primera convocatoria para recibir ofertas de interesados en construirla fue declarada desierta.

(Vea: Minminas pidió 'precios justos y asequibles' de energía para usuarios).

En su momento, la Upme y la firma auditora Deloitte señalaron que no había propuestas formales para el desarrollo del megaproyecto que contempla tanto la planta de regasificación como el gasoducto desde Buenaventura a Yumbo.

Por esto, el Gobierno Nacional decidió reformular algunos de los lineamientos que componían el proyecto para hacerlo más atractivo a los inversionistas y posibles constructores. En su momento, el ahora exministro de Minas y Energía, Diego Mesa, explicó que el nuevo proyecto contaba con modificaciones regulatorias en la remuneración.

Hasta este lunes 22 de agosto estarán disponibles los Documentos de Selección del Inversionista (DSI) para comentarios por parte de los interesados. En su momento Mesa señaló que como estaba planteado por parte de la Upme en esta obra, su construcción podría costar entre US$700 y US$800 millones; sin embargo, algunos estiman que la esta podría escalar hasta US$1.500 millones.

(Vea: Secretario general de ONU pide gravar beneficios récord de petroleras).

Con los cambios establecidos la obra pasaría a cobrarse a todos los usuarios regulados del país, por lo que las tarifas podrían tener incrementos. Este proyecto ya había tenido detractores en su primera versión y pese a haber hecho una serie de ajustes, expertos del sector aún mantienen sus reservas frente a este.

Rodolfo Anaya, presidente de Vanti y presidente del Consejo Directivo de Naturgas, explicó que esta es una obra justificada por la necesidad de respaldar al parque térmico del interior.

De hecho Alejandro Castañeda, presidente de Andeg, explica que para las plantas del interior es importante esta nueva obra. “También se puede contar con gas nacional, lo importante para nosotros es tener el suministro de gas”, dijo.

Sin embargo, Anaya considera que para hacer esto también se podría construir en otras zonas.“La pregunta es dónde es más eficiente, para seguir respaldando al parque que todavía no tiene este respaldo. Se puede construir en el Pacífico, pero hay que construir un gasoducto. Si se puede hacer en otras partes, ¿por qué no?”, afirmó.

(Vea: Estos son algunos de los riesgos de importar gas).

Precisamente, otra voz del sector que se une a esta afirmación es Jorge Linero, presidente de Gas de Canacol Energy.

De acuerdo con el experto, tanto en La Guajira como en Santa Marta podría construirse esta misma planta con menos recursos. Explica que en estas zonas no es necesario hacer una línea de transporte, dado que la infraestructura ya existe. Afirma que la mejor opción sería La Guajira.

Con este cambio en la ubicación el costo se reduciría unos US$100 millones, afirma Linero.

Otro de los problemas que el experto considera que persiste en este nuevo documento es que las tarifas tendrían un incremento, estimando que serían unos $46.000 millones anuales que por 15 años tendrían que pagar en su mayoría los estratos 1, 2 y 3.

Además, este se ubicaría en 32 % y podría ser mayor, teniendo en cuenta que el gas natural licuado (GNL) ha tenido incrementos en su precio por la coyuntura internacional.

(Vea: Lo que se sabe de los dos yacimientos de gas encontrados 'offshore').

El presidente de gas de Canacol sostiene que en caso de darse esos sobrecostos, quienes deberían pagarlos serían las plantas de generación térmica.

Al respecto Castañeda afirma que si “en las manos de las térmicas hubiera estado se hubiera podido solucionar el problema”, sin embargo, señala que la capacidad requerida es superior a la actual y por ende la Upme es la que ha generado la estructuración.

Linero también afirma que encarecer la tarifa tendría otros efectos como hacer menos competitivo al gas frente a otros energéticos más contaminantes como el diésel que también se usa en la generación de energía. Sin embargo, matizó que el GNL no puede competir aún con el gas nacional en precios.

Regasificadora

Con un cambio en la ubicación de la Regasificadora, el costo se reduciría unos US$100 millones.

Archivo particular

Además si es para el abastecimiento futuro estaríamos haciendo una renuncia anticipada, porque si tenemos gas y lo podemos explorar, ¿por qué lo vamos a importar?”, concluyó Anaya.

Por su parte, Castañeda estima de que desde 2025 y 2026 podría existir la necesidad de importar GNL, tiempo para el cual debería estar lista la planta, que tomaría 58 meses en construcción de acuerdo con los documentos expedidos por la Unidad. Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el país cuenta con reservas de gas por ocho años, con lo que en ese tiempo no sería necesario importar para regasificar. Además, hay expectativa con respecto a los hallazgos de una provincia gasífera en aguas profundas del caribe que podrían significar un incremento en la vida útil de las reservas.

Una vez la Upme reciba los comentarios podrá sacar una nueva licitación por el proyecto.

(Vea: Ecopetrol confirma yacimiento de gas en aguas profundas).

El estado de las reservas

En el último informe de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la entidad reportó que las reservas de gas habían incrementado por primera vez en 12 años. Estas habían venido en una lenta senda de descenso; sin embargo en 2021, la tendencia se revirtió y la vida útil de estas pasaron de 7,7 años a 8. A cierre de 2021 había 3.163 giga pies cúbicos (gpc), lo que representó un incremento de 7,3%.

Ahora, con los 170 contratos de exploración y producción, así como el hallazgo de una provincia gasífera en costa afuera, se espera que las reservas tengan un incremento paulatino en los próximos años.

DANIELA MORALES SOLER
Periodista Portafolio

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