Los argumentos detrás del choque entre empresarios y el Gobierno por alzas en las tarifas del gas

A pesar de las advertencias de las empresas sobre la escasez de gas natural que enfrentaría Colombia en 2025, Ecopetrol y el Gobierno Nacional afirmaron en múltiples ocasiones que había recursos suficientes para atender la demanda de los colombianos y que no sería necesario hacer importaciones.

Sin embargo, pasó todo lo contrario. Desde diciembre de 2024, varias empresas han tenido que acudir a las importaciones para seguir prestándoles el servicio a los usuarios, y esto provocó incrementos considerables en las facturas a partir de febrero.

Tanto el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, como el presidente Gustavo Petro insisten en que Ecopetrol “tiene gas colombiano barato” y que los aumentos en las tarifas son injustificados.

Pero EL TIEMPO conoció detalles que no se han contado sobre la crítica situación que atraviesa Colombia y que contradicen las afirmaciones del Gobierno Nacional.

Para entender mejor este problema hay que retroceder hasta mediados de noviembre de 2024, cuando Ecopetrol salió a ofrecer 34 millones de pies cúbicos día de gas natural (mpcd) de sus campos Cupiagua y Cupiagua Sur (Casanare), que estarían disponibles entre el 1.° y el 28 de diciembre del año pasado.

Sin embargo, la compañía no pudo cerrar este proceso de venta porque el 24 de noviembre de 2024, un grupo de personas se tomó la planta de gas natural de Gibraltar, en el municipio de Toledo (Norte de Santander). La planta se tuvo que apagar y salió del mercado una oferta de 38 mpcd.

Por lo tanto, Ecopetrol tuvo que usar el gas que estaba ofreciendo para compensar la producción de Gibraltar y así evitar un desabastecimiento en algunos municipios de Norte de Santander, Santander, parte de Antioquia y la refinería de Barrancabermeja.

Como algunas empresas que prestan este servicio en el interior del país debían renovar sus contratos de suministro el 1.° de diciembre, y no había certeza de cuándo volvería a estar en operación la planta de Gibraltar para que Ecopetrol retomara el proceso de venta, optaron por comprar gas natural importado.

Colombia comenzó a importar gas natural

La importación sí les daba la seguridad de tener producto durante todo el mes. Por eso, desde el 1.° de diciembre, y por primera vez en 45 años, varias empresas comenzaron a atender la demanda de sus usuarios con gas importado.

“Los usuarios no podían esperar a que Ecopetrol solucionara sus problemas en Gibraltar, era completamente incierto cuándo se iban a solucionar. Así como el bloqueo duró una semana, pudo haber tomado un mes”, le contó una fuente a EL TIEMPO.

Desde diciembre de 2024, cada mes TPL Gas ha venido importando 40 mpcd para suplir las necesidades de las empresas. En esa primera importación el gas se compró a 18 dólares por millón de BTU, mientras que el de enero costó más de 16 dólares. 

Y como hay una escasez en el país, el precio del gas nacional que se vende en el mercado secundario se está igualando al precio del gas importado.

Un día después de esa primera importación, el 2 de diciembre, se logró levantar el bloqueo en Gibraltar y la planta retomó sus operaciones. Por lo tanto, Ecopetrol volvió a ofrecer los 34 mpcd de gas natural.

Aunque la cantidad era la misma, la entrega se cambió para entre el 10 y 30 de diciembre de 2024, fechas que no coincidieron con las necesidades de las empresas para garantizar el suministro en el país.

Además, EL TIEMPO pudo conocer que el gas natural que estaba ofreciendo Ecopetrol de Cupiagua y Cupiagua Sur también era costoso. Históricamente, este producto se vendía entre 5 y 7 dólares por millón de BTU, pero los 34 mpcd los estaba ofreciendo a 9,20 dólares.

Es decir, si las empresas le hubiesen podido comprar el gas natural a Ecopetrol, las tarifas igualmente habrían subido, pero quizás no en la misma magnitud en que finalmente lo hicieron.

Otro tema clave es que no solo el gas natural importado es costoso, sino también el transporte. Por ejemplo, transportar gas desde el Piedemonte Llanero hasta el interior del país puede costar entre 2 y 3 dólares, pero traerlo desde Cartagena (donde está la planta de regasificación) cuesta entre 6 y 7 dólares.

Por eso, además del alto precio del gas importado, los costos del transporte también fueron determinantes para que las empresas subieran las tarifas que pagan los colombianos. 

Información que no ha revelado el Gobierno

Aunque el ministro Andrés Camacho y el presidente Gustavo Petro aseguraron que en Colombia hay suficiente gas natural porque el 5 de febrero Ecopetrol anunció un proceso de venta, lo cierto es que estos recursos no son para entregar en 2025.

“Ecopetrol se permite poner en conocimiento del mercado el inicio del proceso de comercialización de las cantidades disponibles declaradas para la venta en firme de sus campos mayores para 2026, 2027 y 2028”, confirmó Ecopetrol.

Las cantidades que ofrecería de los campos Cusiana, Cupiagua y Cupiagua Sur (Casanare) variarían entre 130 y 70 mpcd. Contrario a lo que aseguró el ministro Andrés Camacho, no se trata de gas adicional, sino de una parte de los contratos que se van a vencer.

“Esto campos están en una declinación acelerada, no se trata de gas adicional. Ecopetrol tenía que poner esas cantidades en el mercado y eso está completamente sustentado en los informes del Gestor del Mercado de Gas Natural”, comentó una fuente consultada por EL TIEMPO.

Y así Ecopetrol logre vender este gas natural, seguirían haciendo falta 174 mpcd para atender la demanda de los usuarios del interior del país en el 2026. Este faltante es casi el 20 por ciento de la demanda total de Colombia.

Problemas que agravaron la situación de Colombia

Un reporte del Gestor del Mercado de Gas Natural, que ha destacado en varias ocasiones el Ministerio de Minas y Energía, detallaba que para diciembre de 2024 estarían disponibles 112 mpcd para atender la demanda.

De este total, 40 mpcd eran de gas importado y 72 mpcd de producción nacional. Sin embargo, gran parte de esta oferta de gas nacional no estuvo disponible para las empresas.

Por ejemplo, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) había anunciado que antes del 23 de diciembre la compañía NG Energy comenzaría a entregar 28 mpcd del campo Sinú-9 (Córdoba).

Pero este campo aún no se ha conectado al sistema de gasoductos y también presentó algunos problemas técnicos. NG Energy tuvo que reestructurar los procesos de tratamiento en el campo porque el gas comenzó a salir mezclado con petróleo y eso no fue una buena noticia.

Por lo tanto, ahora se espera que la producción de Sinú-9 esté disponible a mediados de 2025, lo cual podría ayudar a aliviar la delicada situación de suministro de gas que enfrenta el país.

Adicionalmente, la producción del campo Bullerengue (Atlántico), de Lewis Energy, ha caído considerablemente. Venía aportando 38 mpcd, pero a mediados del año pasado comenzó a presentar problemas y la producción bajó a 17 mpcd.

Mientras que Hocol le ofreció al mercado 5 mpcd de su campo Arrecife (Córdoba), pero todavía no está conectado al sistema de gasoductos y esto impide que las empresas puedan comprar ese gas porque no hay cómo transportarlo.

El Gobierno Nacional contaba con este gas natural para garantizar el suministro en 2025. Sin embargo, de una disponibilidad de 112 mpcd que se esperaba, solo se lograron tener aproximadamente 48 mpcd, de los cuales, 40 mpcd son de gas importado.

¿Cómo tener más gas natural en Colombia?

En el pasado, se tuvieron grandes descubrimientos de gas natural como Chuchupa, Ballena (La Guajira), Cusiana y Cupiagua (Casanare), a los cuales se han sumado los hallazgos que ha tenido Canacol Energy desde 2015 en Sucre y Córdoba.

Sin embargo, la producción de los campos en La Guajira y Casanare ya está en declinación y en los últimos años tampoco se han reportados hallazgos significativos que puedan reemplazar las cantidades que se están dejando de producir.

Los únicos descubrimientos grandes han sido los del offshore, pero en diciembre Ecopetrol y Petrobras confirmaron que la etapa de producción comercial del pozo Sirius-2 comenzaría entre 2029 y 2030. Mientras tanto, la realidad a la que se estaría enfrentando Colombia es volverse dependiente del gas importado.

También hay que tener en cuenta que en los últimos años han disminuido las actividades de exploración para encontrar más petróleo y gas natural. El año pasado las empresas perforaron 27 pozos exploratorios, pero en 2023 habían sido 42. La caída fue del 36 por ciento.

Además, las compañías no hay tenido mucha suerte con las perforaciones que se han hecho. Por ejemplo, Ecopetrol y Parex Resources tenían una gran expectativa de encontrar gas natural en el pozo Arantes (Casanare), pero no resultó exitoso.

El ministro Andrés Camacho también destacó una resolución de la Creg que viabiliza contratos de gas natural por periodos más cortos, incluso semanales o diarios. Dijo que ayudaría a “garantizar el abastecimiento en el país”.

No obstante, EL TIEMPO pudo establecer que esta medida no es muy útil para las empresas porque no es confiable que los productores les ofrezcan gas para periodos cortos. El suministro es más confiable con un contrato a largo plazo o mensual.

Ante el déficit de gas natural, la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) considera necesario incentivar la producción local con políticas públicas que atraigan y mantengan las inversiones en el sector.

Porque, aunque la escasez actual es más por la declinación y problemas de los campos, la decisión del gobierno del presidente Gustavo Petro de no entregar nuevos contratos y no permitir los pilotos de fracking, agravaría la situación del país en unos años.

También, la ACP propone optimizar la infraestructura de transporte para conectar las áreas de producción con la demanda y mejorar los modelos de remuneración del transporte por gasoductos.

Por ejemplo, las empresas proponen que se implemente una tarifa estampilla para el transporte de gas porque actualmente, entre más lejos está la fuente de suministro de la demanda, la tarifa es más cara. Pero con una unificación de las tarifas el costo del servicio bajaría considerablemente.