'Un escenario de importación de gas no es la mejor opción', afirmó Javier La Rosa, presidente de esta firma en Colombia, quien pidió que los esfuerzos se enfoquen en atraer más inversión al sector.
El presidente de Chevron para Colombia, Javier La Rosa, aseguró en su intervención en el XVIII Congreso de Naturgas que importar gas implicará mayores costos para los usuarios del país.
Aseguró que a pesar de que los costos de producción de los nuevos yacimientos serán más altos, el gas importado será aún mayor.
"El costo estimado de la inversión podría alcanzar a un 50 % adicional, esto se refleja en el costo del combustible, pero aún así es más económico producirlo en el país que importarlo, por eso es necesario atraer las inversiones necesarias", señaló La Rosa.
El ejecutivo aseguró que en los próximos 20 años la industria necesitara invertir en América latina 30 billones de dólares en exploración de hidrocarburos.
De acuerdo con Chevron en Colombia el costo promedio de extraer 1000 pies cúbicos de gas es de 5 dólares.
La mayor demanda de gas natural en los próximos años y la confirmada necesidad de importación del combustible para garantizar el respaldo para el abastecimiento interno en los próximos años hacen prever un escenario continuo de incrementos en los precios del energético en el mediano y largo plazo.
Así lo revela el más reciente Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural, construido por la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), que se conoce en el XVIII Congreso de Naturgas, que se realiza en Medellín.
El documento señala que, luego de que en las negociaciones bilaterales del año pasado entre productores y clientes (térmicas y distribuidoras principalmente) el precio promedio del gas de Cusiana (Casanare) aumentó un 16 por ciento y quedó en 3,4 dólares por millón de BTU (unidad británica de poder calórico), y que en La Guajira subió un 25 por ciento, a 4,7 dólares por millón de BTU, se prevé una tendencia creciente para las próximos años, en un escenario medio.
En efecto, bajo un escenario medio para el gas de la Costa Atlántica los precios fluctúan en precios reales (descontada la inflación) entre 4,68 dólares por millón de BTU en el 2015 y un máximo de 12,12 dólares por millón de BTU en el año 2037.
Aunque para finales del 2015 y comienzos del 2016 la estimación se acerca a los 4 dólares por millón de BTU, a partir de del 2017 supera los 5 dólares por millón de BTU (aumento del 6,4 por ciento frente al precio de las negociaciones del 2014, y en el 2018 se ubica en 6 dólares por millón de BTU, 27,6 por ciento más que el precio actual).
Para la proyección, la Upme tuvo en cuenta la referencia Henry Hub (Estados Unidos) y desde el 2017 se adiciona el producto entre el precio de importación del índice NBP (Europa) y el porcentaje del déficit nacional en cada mes, sumados los costos de regasificación y transporte.
Entre tanto, para el gas en el interior del país, la estimación parte de 3,39 dólares por millón de BTU y culmina en el año 2037 con 12,12 dólares por millón de BTU, en términos reales del 2014.
En esta zona del país los mayores incrementos se darían a partir del 2017, cuando el precio tocaría los 4 dólares por millón de BTU, para un aumento del 17,6 por ciento frente al precio actual.
La Upme también les recomendó a las autoridades que, en caso de no encontrarse una nueva y significativa fuente nacional de gas natural en lo restante de esta década (entre el 2015 y el 2020), se requeriría para comienzos de la próxima una nueva capacidad de importación y "regasificación".
Más factores
El presidente de Naturgás, Eduardo Pizano, asegura que la devaluación presiona al alza los precios del gas en boca de pozo, mientras por el lado del transporte las inversiones en el reforzamiento de las redes no hacen viable que las tarifas estén estables.
El único frente del componente de la tarifa en el que podría haber reducciones sería en la distribución, debido a que en muchas ciudades grandes las inversiones ya se pagaron. En este frente el sector está a la espera de que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) expida una nueva metodología tarifaria.
Pese a que el país avanza en la planta de regasificación, el presidente de Chevron, Javier La Rosa, dijo que Colombia cuenta con los recursos y que cualquier escenario de importación no es la mejor opción.
Luego de señalar que de aquí al 2035 la demanda de gas natural en el país crecerá en aproximadamente 40 por ciento, La Rosa advirtió que el futuro muestra un escenario en donde los costos de producción van a aumentar, especialmente si se tiene en cuenta que para liberar nuevos recursos de gas natural será preciso aventurarse en proyectos y regiones no tradicionales.
Reservas de gas bajan
La ANH reveló que las reservas probadas de gas del país bajaron 12,7 por ciento en el 2014, al pasar de 5,5 billones de pies cúbicos en el 2013 a 4,8 billones el año pasado.
Al cierre del año pasado, el campo con la mayor participación fue Cusiana, operado por Equión, filial de Ecopetrol, con el 23 por ciento del total de las reservas, seguido por Chuchupa (La Guajira) operado por Chevron, con 0,87 billones de pies cúbicos, y 18 por ciento.
Chevron, Terpel, Promigás y el Grupo Energía de Bogotá revelaron parte de los planes que para la expansión del negocio de gas pretenden desarrollar en los próximos años.
Las apuestas empresariales coinciden con la divulgación del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energético (Upme) que concluye, entre otras cosas, que “hacía el año 2017 el país tendría la necesidad de importar gas, para lo cual se continúan realizando las gestiones normativas y técnicas que aseguren disponer oportunamente del energético”.
El estudio también sugiere que el sistema nacional de transporte de gas natural requeriría de expansiones en su capacidad durante los próximos años en los tramos de Mariquita–Gualanday, Cusiana–Apiay y Cartagena–Barranquilla. Igualmente, realizar las obras que posibiliten el transporte entre Cartagena y La Guajira (contraflujo) al interior del país.
La Upme considera conveniente continuar haciendo seguimiento al avance de la construcción de la planta de regasificación de Cartagena y sobre la gestión comercial para importar tal combustible; además sobre la posible entrada en operación de los nuevos campos nacionales de producción (Orca, Clarinete, etc.). Lo anterior con el propósito de que el sector disponga de información que le permita tomar decisiones oportunas para asegurar su abastecimiento.
“Aunque supera el alcance de este Plan, se recomienda que la institucionalidad del sector avance en la normatividad que permita a los diferentes sectores de consumo disponer de gas natural importado de manera segura y a precios competitivos. Lo anterior, teniendo en cuenta los efectos que tendrían tales cambios sobre los incentivos a la exploración y producción de gas natural en nuestro país”, consigna el reporte de la Upme.
