La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) tiene la dura tarea de proponer planes indicativos del sector en medio de una crisis en la que tanto las empresas extractivas como las petroleras padecen crisis estructurales generadas por la caída de los precios. 

 Jorge Valencia dice que el país le está apostando a la exportación de carbón a mercados europeos y que la explotación de las Áreas Estratégicas Mineras, recientemente suspendidas por el Consejo de Estado, sea bajo la figura que sea, deben ser explotadas.

 ¿Qué papel cumple la Unidad de Planeamiento Minero-Energético en la actual crisis de sectores como el minero y el petrolero?

En el minero tenemos que identificar las oportunidades de los recursos. Creemos que la Unidad tiene elementos que sirven para que el sector se desarrolle. En hidrocarburos debemos aumentar la productividad y aprovechar los recursos, sumado a lo que hacen la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Minería. En planificación del sector minero todavía queda mucho por hacer.

De mantenerse la reciente decisión del Consejo de Estado, de suspender provisionalmente las Áreas Estratégicas Mineras, ¿cómo se verían afectados los planes indicativos?

Son áreas que están por asignar y uno esperaría que se desarrollaran fuera en la que figura que fuera, pero eso lo deberá determinar la autoridad competente. Están dentro de las zonas identificadas por el país con potencial minero y no cambia con la figura que se utilice para su explotación.

 ¿Cuáles son sus proyecciones sobre la producción de carbón?

 Hay unas proyecciones de incremento de producción con base en lo que reportan los mismos planes de desarrollo de los titulares mineros y la Agencia Nacional de Minería. Esto obedece a las cuantiosas inversiones que se espera incrementen la producción y la exportación.

 ¿A quién se le vendería ese carbón?

 La demanda externa ha cambiado por los bajos precios, pero también por la sustitución de la demanda de carbón térmico para generación en termo-eléctrica en países como Estados Unidos por gas. Ese país ha pasado de ser consumidor de carbón a exportador, y eso afecta el mercado internacional. El resultado de las inversiones  para aumentar la producción se va a ver reflejado en la demanda nacional.

 Entonces, ¿cuáles mercados pueden sustituir al de EE.UU.?

 El mercado al que están apostando las grandes mineras del país es al europeo, pero hay que considerar que el carbón excedente que está dejando de consumir Estados Unidos también quiere entrar al mercado del Viejo Continente.

 ¿Colombia está preparado para competirle a EE.UU.?

La escala con la que se produce el carbón de Colombia da un alto componente de competitividad. La materia prima que exportamos tiene buenas condiciones que hacen que sea apetecido a nivel internacional.

 ¿Cómo podría aprovechar el mercado interno el excedente de carbón?

 Hay dos tipos de carbón: el que se produce para exportar y el de consumo interno. Dentro de los planes de la UPME no sólo para el sector de minas, sino para el de energía eléctrica, está la promoción de un mayor consumo de la producción interna de carbón que no tiene competitividad para ser exportado. La idea es dar señales de ubicación en determinadas regiones como una buena oportunidad para el sector de energía eléctrica y como elemento de respaldo a la confiabilidad de la atención de la demanda y la disminución de costos de transporte para ubicar la generación.

 ¿De cuánto son las reservas probadas que hay de gas?

En este momento son de 5,3 terapiés cúbicos, eso es lo que hay bajo la tierra. Es importante tener en cuenta que los campos tienen un nivel de producción, pero después de un tiempo empieza el decline y por eso la oferta puede ir cayendo a largo plazo. Reservas todavía hay, aunque con un ritmo de producción menor. La relación reserva-producción está en cerca de 1.300 millones de pies cúbicos diarios. En este momento el país cuenta con la producción suficiente para satisfacer la demanda.

 ¿Cómo va el mercado externo?

Estamos importando 80 millones de pies cúbicos diarios. Existe un contrato de exportación a Venezuela. Colombia tiene un único gaseoducto para atender ese contrato, que va desde La Guajira, en Ballenas, hasta Maracaibo.

 ¿Y la construcción de la planta de regasificación?

 Estamos en el proceso de construcción de una planta de regasificación en Cartagena para importar gas licuado que incorporaría una producción de 400 millones de  pies cúbicos adicionales a los que ya producimos. Se prevé para 2023 que si las condiciones se mantienen como están hoy, con declinación en los campos y crecimiento de la demanda, necesitaríamos una capacidad adicional en el año 2023, para lo que se construiría una planta en el Pacífico, pero ese es un planteamiento preliminar.

 Ha habido un retraso en los tiempos de construcción de esa obra, ¿qué impacto va a tener?

 Pone en riesgo la atención de la demanda. Hay que tener claridad de que esa planta está diseñada para atender la demanda del sector termoeléctrico. Es decir, que no se está comprometiendo la atención de los usuarios residenciales. De no cumplirse los tiempos, este sector se tendría que ver en la necesidad de utilizar otro tipo de combustibles que puedan alimentar esas plantas de producción, que muchas de ellas con un sistema de producción dual, es decir, con gas natural o diésel.

 ¿Cuáles son los planes que se están llevando a cabo para garantizar la confiabilidad del servicio eléctrico? 

 Nosotros revisamos anualmente el plan de expansión, que se hacía con un horizonte de 15 años, pero el Plan Nacional de Desarrollo le ordena a la Unidad hacerlo a 20 años. En este momento estamos iniciando la elaboración de la revisión de este año para, con los interesados, elaborarlos. El esquema de desarrollo de plantas de generación es por iniciativas empresariales. Entonces, alguien puede decir que iba a construir una planta en 2019, pero si no tiene una obligación legal de entregarle la puede aplazar.

 ¿Cómo ha avanzado el desarrollo de fuentes de energía alternativa?

 La Guajira tiene un potencial muy grande en fuentes de energías eólica y solar. Próximamente presentaremos la actualización, en convenio con el Ideam, de un mapa de potencial de ambas fuentes por cada región. Recurso energético al país, por fortuna, le sobra. Hay posibilidad de aprovecharlo, pero los generadores son los encargados de identificar esas posibilidades y desarrollar los proyectos por su cuenta. 

 ¿Qué tan viable es que se exploten?

Todo depende de las condiciones de mercado. El precio de las nuevas tecnologías para las redes ha venido cayendo. Hay más posibilidades que entren a competir en mercados como el nuestro. Algunos desarrolladores dicen que van a empezar a incorporarlas. En Colombia, además de los incentivos de la Ley 1715, no hay más en los mercados ni se han propuesto para que estas tecnologías, como ya pasa en Europa, donde han entregado subsidios a los productores para que entren al mercado. El que quiera entrar, bienvenido, pero no se le está dando ningún privilegio. 

 ¿Eso dificulta ese desarrollo? 

 No es que lo dificulte. Eso hay que mirarlo desde otra perspectiva. ¿Por qué los países europeos promueven estas energía?, porque ellos no tienen recursos como sí los tenemos nosotros. 

Jorge Valencia - UPME