La respuesta a la pregunta sobre si conviene o no construir una planta regasificadora de gas natural en Buenaventura tiene hoy tantas posibilidades como perspectivas se consulten. Así quedó en evidencia durante el Congreso de Naturgas que terminó este viernes en Cartagena, donde las posturas del gremio y de la Unidad de Planeación Minero-Energética (Upme) chocaron abiertamente y donde un observador como EPM, que juega en el campo de la distribución, aunque no se opone, ve prioritario otro proyecto.

Con datos en la mano, desde los objetivos de la producción reportada y las reservas probadas, hasta los subjetivos de las expectativas de nuevos hallazgos, el director de la Upme, Ricardo Ramírez Carrero, vaticinó un racionamiento de energía a comienzos de la próxima década si la planta regasificadora, que permitiría la importación de gas por el Pacífico, no empieza a construirse el año próximo.

De hecho, la Upme avanza en el diseño de los pliegos para adjudicar la obra, los cuales estarían listos en mayo próximo y, según el cronograma, el inversionista sería seleccionado en febrero de 2019, con la meta de que la planta y el gasoducto para el transporte del gas hacia el interior del país, estén operativos a comienzos de 2024.

En su exposición en el Congreso de Naturgas, Ricardo Ramírez Carrero reveló que un reciente fallo en el sistema eléctrico en la región Caribe, puso en evidencia las falencias de la planta regasificadora de Cartagena, no por su operatividad sino por la normatividad aplicable, pues no hay una exigibilidad clara sobre el uso de esa infraestructura ni un inventario regulado de su capacidad, por lo que el país tendría que empezar a trabajar, o bien en otra fórmula de regulación o bien en una planta adicional  -o tal vez en dos- que garanticen un suministro continuo del combustible, equiparable a un campo en explotación.

El director de la Upme reconoció que las noticias sobre recursos son buenas, lo que “debería tranquilizarnos un poco”, pero a renglón seguido vaticinó que “las fechas más tempranas para hacer realidad estos descubrimientos son hacia 2027 o más allá”, lo que genera una pregunta sobre el suministro en los próximos ocho o diez años.

Si bien de lado de la demanda no hay iniciativas nuevas de expansión térmica con gas natural, la Upme considera que se deben mantener funcionando las plantas existentes puesto que los Objetivos de Desarrollo Sostenible llevan implícito mucho más uso de gas, por lo que, a juicio de Ramírez Carrero, la demanda a futuro se puede estar subestimando.

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“Las proyecciones de la demanda son muy prudentes, pero uno pensaría que deberíamos ser mucho más optimistas, pues los compromisos que tenemos de tipo ambiental señalan que el camino debe ser el gas natural”, explicó.

Revisar lo existente

Como activo de toda la demanda nacional de gas, la planta regasificadora de Cartagena debe revisarse, en opinión del director de la Upme, pues en el momento en que se presente un nuevo Fenómeno del Niño esa infraestructura tiene una destinación específica y unas obligaciones de energía en firme que cumplir, con lo que el resto del mercado quedaría desatendido. En esta perspectiva, el año 2022 podría marcar un hito en cuanto a déficit de abastecimiento, lo que preocupa a la entidad, pues, como ya se dijo, una planta en el Pacífico solo comenzaría a operar en 2024.

“No es posible que sea antes. Son cinco años que demanda la ejecución y los pliegos van a salir en mayo y se adjudicaría en febrero”, reiteró Ricardo Ramírez Carrero.

Y añadió que “vale la pena analizar el dilema de si nosotros trabajamos como lo hemos venido haciendo, de una forma muy conservadora, contando con reservas probadas, o trabajamos en un escenario de oferta más amplio con reservas posibles y probables”.

Según lo expuesto, la solución al dilema  es mirar cuál es la infraestructura necesaria para atender el crecimiento futuro del país. “En ese escenario tendríamos que trabajar con plantas de regasificación, la actual, la del pacífico y seguramente otra que según nuestros análisis debe ser en La Guajira”, enfatizó.

“Si nos olvidamos de las reservas probadas y en vez de pensar en importar usamos el potencial que existe, no sería necesaria  la planta de Buenaventura, pero por bien que nos vaya, en 2027 tendríamos los recursos de Tayrona y de Anadarkos”, recalcó.

En esa ecuación, para el director de la Upme proyectar una infraestructura sin la planta del Pacífico y esperanzada en nuevos hallazgos, puede derivar en un racionamiento o en mayores inversiones futuras en infraestructura.

“Los análisis indican que si llegamos a tener planta en el Pacífico y al gas disponible en las reservas probadas le aparecen reservas nuevas, probablemente habría un sobrecostos de 40 millones de dólares en una infraestructura ociosa, la de Buenaventura. Pero si no hay planta y no hay reservas, el problema es un racionamiento que cuantificamos en 388 millones de dólares”, reiteró.

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Dicho de otro modo, el país se arrepentiría menos de hacer la planta del Pacífico que de tener que afrontar un nuevo racionamiento.

Las voces en contra

Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas, aclara que el gremio no está en contra del proyecto por sí mismo sino que “tenemos algunas inquietudes que hemos expresado sobre el costo de esa infraestructura, particularmente del gasoducto”.

“Tenemos también una inquietud particular sobre quién la paga, quién se beneficia; creemos que al igual que sucedió en el Caribe, donde las térmicas asumieron buena parte del costo, de la misma forma deben hacer las térmicas del interior del país”, añadió.

Las razones que da para esta postura son dos: la primera, que las térmicas del Caribe migraron al gas, así fuera importado, cuando se estaba generando con diésel ante un fenómeno de El Niño y, la segunda, que las térmicas del interior se van a beneficiar de esa infraestructura y en el momento en que lo requieran ellos van a ser los principales consumidores.

“El tema aquí es si van a participar desde el principio, asegurando parte de la capacidad; deberían asegurar y pagar al menos el 50% de la capacidad de esa infraestructura”, sugirió.

De otro lado, Antonio Celia, presidente del Consejo Directivo de Naturgas, indicó que “los análisis que hemos hecho indican que no es necesaria tan pronto”.

“Un proyecto de esta envergadura debería requerir mucho análisis y, ad portas de un nuevo gobierno, debería tenerse en cuenta la opinión del nuevo gobierno”, expresó y añadió que es “una inversión muy alta que nos encarece la vida a todos”.

En este sentido explicó que “vale la mitad hacer el gasoducto por Medellín para quien lo quiera o lo pueda hacer, entre otras cosas porque el precio bueno está en el Caribe, en el Golfo de México, no en el Pacífico”.

Pedro Pablo Patiño Arango, gerente comercial de Gas EPM, explicó que para la entidad ambas alternativas, la regasificadora o el gasoducto de Jobo (Sucre) a Medellín, que cerraría el anillo con el existente entre Ballenas, Sebastopol y Medellín, pueden ser atractivas. “Depende es del momento en que se plantee cada una de ellas”.

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“Actualmente EPM está muy interesado en que se construya el gasoducto desde Jobo hasta Medellín, porque hoy nosotros tenemos fuente desde La Guajira hasta Sebastopol y desde Cusiana hasta Sebastopol, con esto Medellín quedaría con una tercera fuente tanto de suministro como de transporte, lo que le da más confiabilidad  al sistema”, explicó Patiño.

En cuanto a la planta de regasificación del Pacifico, “es algo que entra a la oferta nacional y siempre será bienvenida, lo que hemos dicho es cuál es el momento adecuado para realizar esa planta y cuál debe ser la remuneración de la misma”.

Sin embargo, EPM no intervendría en la construcción del gasoducto debido a los límites regulatorios. “Si EPM estuviera interesado, no podría participar más allá del 25% por lo tanto no lo haríamos, eso le corresponde a los transportadores del país”.

Finalmente, el directivo de EPM señaló que dicho gasoducto no es tan urgente “pero sí muy conveniente”. “Mientras más rápido lo tengamos, mejora la confiabilidad y muy probablemente los precios para los usuarios”.