En 2018 se importó el 3 % de la demanda nacional de gas

Orlando Cabrales, presidente de Naturgas, señala que viene creciendo la actividad exploratoria./ Cortesía

Pese a los anuncios de nuevos hallazgos de gas natural y de los contratos offshore firmados entre la ANH y Ecopetrol, se mantiene la amenaza para que el país se convierta en importador neto del combustible. El presidente de Naturgás, Orlando Cabrales, señala que en 2018 se importó el 3 % de la demanda. Las nuevas inversiones en la infraestructura van a permitir adicionar 220 millones de pies cúbicos a la nueva capacidad de transporte. Desde hoy se reúnen en Cartagena los representantes de la industria del gas.

¿Cómo está la industria del gas en Colombia?

Tuvimos un crecimiento de la demanda del 5 % durante el año 2018; eso está representado en demanda regulada, especialmente residencial, que creció 3 % y la no regulada, que incluye el sector térmico, creció un 5,8 %. Dentro de este crecimiento el sector térmico fue el que más creció durante el año pasado. En el sector residencial se registraron el año pasado 392.000 nuevos usuarios, que muestra un crecimiento del 4 % con respecto a 2017, cerrando el año pasado con un total de 9’500.000 usuarios. Desde el punto de vista de la generación eléctrica, el 80 % fue con plantas hidráulicas, un 11 % con gas natural y 5 % con carbón.

¿Cómo está el país en materia de reservas de gas?

Las declaraciones de producción del año pasado indican que se aumentó un 13 % frente a 2017 y ahora se esperan las cifras que suministre la Agencia Nacional de Hidrocarburos sobre el comportamiento de 2018. Colombia tiene un potencial muy grande para hallar más gas, no todos los países pueden decir lo mismo y la clave de esto es que podamos incorporar reservas. Para finales de este año, cuando se termine de construir un nuevo gasoducto que conecte los campos del sur del Caribe a Cartagena y Barranquilla, el 20 % de la producción colombiana va a provenir de descubrimientos de yacimientos convencionales de los últimos cinco o siete años. A pesar de que ha habido una actividad exploratoria relativamente baja en los últimos años, hemos podido incorporar reservas. Este año tenemos presupuestados unos US$300 millones para aumentar la capacidad de transporte del sistema, donde US$200 millones son para la costa Caribe y los US$100 millones restantes para el interior del país, que nos van a permitir adicionar unos 220 millones de pies cúbicos a la nueva capacidad de transporte.

¿Hay riesgo de desabastecimiento de gas natural en la costa Caribe hacia el año 2021?

Las fechas se comienzan a mover en la medida en que se incorporan reservas. El año pasado un 3 % del consumo nacional se abasteció de la regasificadora de Cartagena de importación; ese es un buen complemento. Cuando haya un faltante la importación puede suplirlo, como ha pasado con el diésel y la gasolina durante muchos años, pese a que en este momento no se están importando. Ese complemento no es preocupante, pero hay que tratar de desarrollar y priorizar lo local por un tema de seguridad energética, pero suplir esos faltantes con importado no está mal.

¿Las importaciones no afectan las tarifas de los usuarios del gas natural?

Desde el punto de vista del sector residencial —el más vulnerable, en la medida en que es demanda esencial—, la prioridad es abastecimiento con el gas nacional. No veo un escenario antes de 2025 en el que tengamos que cubrir el mercado residencial con gas importado. Es importante seguir trabajando y lo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos está reactivando la actividad exploratoria con nuevas rondas. La ANH ha firmado cinco contratos offshore, reactivando la búsqueda costa afuera en las últimas semanas. Sí veo una reactivación positiva por parte del sector y mejores señales del Gobierno para desarrollar lo nacional. El mensaje es no quedarnos quietos.

¿La declinación acelerada de los campos de La Guajira y las dificultades para llevar el gas de Gibraltar a la costa pueden agravar el problema de suministro?

Buena parte de la declinación de Chuchupa ha sido compensada con esa nueva producción del sur del Caribe, con los descubrimientos de los últimos cinco o siete años. La semana pasada tuvimos anuncios de descubrimientos de Hocol en el pozo Arrecife, localizado en Córdoba, y Lewis (Energy), que es otro jugador pequeño, pero creciendo, tuvo un descubrimiento cerca de Barranquilla. Ecopetrol ha anunciado un programa exploratorio para los próximos años de US$250 millones en Orca, un descubrimiento costa afuera. Sí es muy importante que haya una mayor dinámica en la actividad exploratoria, pero todavía hacen faltan más cosas.

Para elevar reservas de gas, ¿es importante echar mano del “fracking”?

En las distintas fuentes de producción que tenemos de los yacimientos convencionales del offshore, hay que hacer fracking. La recomendación de la comisión de expertos (sobre el fracking) es positiva con énfasis en fortalecer la capacidad de supervisión del Gobierno, con lo que estamos de acuerdo. A mí me gusta retomar lo que dice la academia de ciencias de Alemania en este aspecto: el fracking se puede hacer bien y para hacerlo así se necesitan tres cosas: una buena regulación —que la tenemos en Colombia—, una muy buena supervisión —sobre lo cual hace énfasis la comisión de expertos— y unos proyectos pilotos que permitan, sobre el terreno, medir el impacto de la actividad. Ojalá empecemos a hacer pilotos de fracking este año.

¿Expectativas de la industria del gas para este año?

El estimado que tenemos para este año es una inversión de US$500 millones en toda la cadena del gas desde el transporte a la producción.

¿Cuál es la suerte de la planta de regasificación de Buenaventura?

Estamos esperando el marco regulatorio de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para el tercer trimestre de este año. Una de las observaciones que hemos hecho es que es importante que el sector térmico del interior del país respalde buena parte esa nueva regasificación.