9621 Agnes Crossing, Lake Suzanneview, New Mexico Island 84604-9295.
La crisis del gas natural que enfrenta Colombia seguirá empeorando en los próximos años. Market Manager estima que para 2026 el déficit será del 20 por ciento, y
La crisis del gas natural que enfrenta Colombia seguirá empeorando en los próximos años. Market Manager estima que para 2026 el déficit será del 20 por ciento, y para 2030 podría superar el 50 por ciento si no se incorporan nuevas fuentes de suministro.
Esta deficiencia se debe a que la producción de los campos que históricamente abastecieron al país ha disminuido naturalmente, y las reservas que se han agotado en los últimos años no han sido repuestas.
Aunque se encontró que varios de ellos los campos Córdoba, Magdalena y Casanare pueden entregar volúmenes de gas adicionales, No son suficientes para cubrir los huecos.
Por tanto, las importaciones se consolidan como la solución más fiable para cubrir este déficit, hasta el punto de que se han convertido en una gran oportunidad de negocio para varias empresas.
«Tenemos que añadir más gas importado porque los proyectos que hemos identificado no se pondrán en funcionamiento en los próximos cinco años. como es el caso de Sirius, que estará listo en 2030”, comentó Luz Stella Murgas, presidenta de Naturgás.
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foto:iStock
Además de la ampliación de la terminal de Cartagena a 475 millones de pies cúbicos por día (mpcd) y la planta de regasificación de Buenaventura (60 mpcd), El dirigente sindical cree que se necesita infraestructura adicional para importar gas a través del Caribe.
De hecho, ya hay dos proyectos en marcha: uno es TGI (Grupo Energía Bogotá, GEB) y el otro se espera que lo construya Ecopetrol. Sin embargo, todavía quedan varias cuestiones por resolver para hacer realidad estas plantas de regasificación.
Según Jorge Henao, director general de TGI, la iniciativa de la empresa permite importaciones de 300 mpcd para cubrir el déficit que tendrá Colombia hasta que comience la producción de Sirius.
Nuestra promesa de valor es entregar este gas natural a partir de enero de 2027
Jorge HenaoDirector General de TGI
«Es la única solución que puede entregar gas importado en el menor tiempo posible. “Nuestra promesa de valor es que entregaremos este gas natural a partir de enero de 2027. destacó.
La intención de la empresa es incorporar unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) en el área del campo Chuchupa, el cual se conectaría con una nueva línea de dos a tres kilómetros hasta el ducto que va desde la plataforma Chuchupa B hasta la estación Ballena (La Guajira).
Una vez que el gas llegue a ese punto, ingresaría al gasoducto Ballena-Barranca, propiedad de TGI, para ser distribuido al resto del país. Es decir, esta iniciativa aprovecha la infraestructura existente que ya está operativa y disponible.
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Terminal Marítima de Coveñas foto:ecopetrol
Jorge Henao reiteró a EL TIEMPO que, A partir del 1 de octubre, TGI tiene la exclusividad y reserva confirmada de la FSRU de la empresa noruega Höegh llegar a Colombia a finales del próximo año.
Sólo hay 55 unidades FSRU en el mundo, incluidas las que están en construcción. El hecho de que TGI haya conseguido una de ellas hace factible su planta de regasificación de Ballena y podría estar lista en enero de 2027.
La empresa también firmó documentos vinculantes -un paso antes de formalizar el contrato- con Vanti, Termocentro y EPM para venderles este gas importado.
Además, avanzan otros 12 procesos con comercializadoras que permitirían un volumen total de 190 mpcd. Los cálculos iniciales de TGI muestran que el gas que ingresa a través de Ballena costaría un máximo de $11 por millón de BTU.
Sumando los costos de envío, marketing y distribución, el precio final sería de $21, aproximadamente un 20 por ciento menos en comparación con el valor del gas que actualmente importa Cartagena.
La finalización del contrato con estas empresas, prevista para febrero de 2026, permitirá la firma de un contrato a largo plazo para FSRU. Recién entonces TGI podrá anunciar oficialmente la decisión final de inversión del proyecto.
Sin embargo, este anuncio sería sólo una formalidad porque hace unos meses El directorio aprobó el proyecto y se aseguró una inversión de 150 millones de dólares para poner en marcha la planta de regasificación.
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Terminal Marítima de Coveñas foto:Cenit
En varias ocasiones TGI buscó una alianza con Ecopetrol para desarrollar en conjunto esta iniciativa, pero La petrolera colombiana prefirió priorizar su propio proyecto en Coveñas.
En ese tiempo, El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, sostuvo que la planta regasificadora de Ballena es menos sustentable por tres falencias. El primero estaba relacionado con el problema metaoceánico.
Sin embargo, TGI desarrolló estudios de ingeniería con la firma Moffatt & Nichol, los cuales concluyeron que La instalación de FSRU en el área de Chuchupa es totalmente factible, sin afectar la confiabilidad ni los costos de estabilización.
“La configuración del atraque tendría una disponibilidad cercana al 99 por ciento anual. «Estas condiciones persisten consistentemente a lo largo de las estaciones sin variaciones significativas en las condiciones del viento, las olas y el oleaje». dice el estudio.
Otro factor en contra fue la supuesta necesidad de tramitar un permiso ambiental para esta infraestructura. sin embargo, El director general de TGI aseguró que esta iniciativa no requiere permisos ambientales adicionales ni una concesión para el puerto.
La tercera cuestión planteada es que en esta zona existe una planta de regasificación. Esto limitaría la capacidad del gasoducto Ballena-Barranca al 10 por ciento, lo que podría limitar el transporte de gas desde Sirius en el futuro.
Al respecto, Jorge Henao afirmó que La empresa está lista para ampliar la capacidad de este oleoducto una vez que Sirius reciba el permiso ambiental. y tomar una decisión final de inversión.
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Planta de Regasificación de Cartagena foto:Espec. GNL
«Después de la decisión de inversión, Se necesitan cinco años para realizar el proyecto. Durante este período se ejecutarán las obras de ampliación del gasoducto.» afirmó.
Entonces lo único que necesita TGI para instalar su planta regasificadora en La Guajira es que Ecopetrol y su filial Hocol (operadora del campo Chuchupa) aprueban el derecho solicitado para conectarse al oleoducto Chuchupa B-Ballena.
Las negociaciones iniciadas en abril de este año permitieron A principios de diciembre se firmará un memorando de entendimiento para iniciar la firma del contrato que formalice este permiso.
Durante ese período se ejecutarán las obras de ampliación del gasoducto.
Jorge HenaoDirector General de TGI
a cambio, TGI podría ceder un porcentaje de su participación en la planta de regasificación o pagar una tarifa por cada millón de BTU importados.
El presidente del Grupo Energía Bogotá (GEB), Juan Ricardo Ortega, destacó que Es necesario obtener esta aprobación a más tardar la primera semana de enero para poder cumplir con el plan del proyecto.
“Creemos que el compromiso de Ecopetrol con el país es tan alto que se cumplirá con esta fecha. «Todos trabajaremos para resolverlo en la primera semana de enero», dijo.
La urgencia radica en el hecho de que el desarrollo del sistema de anclaje FSRU lleva unos ocho meses, mientras que la construcción del sistema de descarga y conexión al ducto tomaría entre seis y ocho meses.
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foto:iStock
Ecopetrol pretende aprovechar la terminal marítima de su filial Cenit en Coveñas (Sucre) para instale FSRU en TLU-3 (Unidad de carga de cisternas), que está conectada a una línea submarina de 16 kilómetros.
a través de esta línea, El gas importado se canalizará al gasoducto Coveñas-Ayacucho de Cenit, el cual debe convertirse en gasoducto. Este tubo se conectará al gasoducto Ballena-Barranca para que el gas pueda enviarse a todo el país.
En una primera fase, esta infraestructura permitirá importar hasta 110 mpcd a partir del primer trimestre de 2027, pero Ecopetrol también planea convertir el oleoducto Columbia en un gasoducto para eventualmente transportar 400 mpcd.
Para Sergio Cabrales, experto en energía y profesor de la Universidad de los Andes, La decisión de Ecopetrol de instalar una planta de regasificación en Coveñas genera serias preocupaciones.
en su opinión, La reconstrucción del oleoducto Coveñas-Ayacucho tomaría al menos dos o tres años, dadas las limitaciones técnicas. y la limitada disponibilidad de equipos de compresión a nivel internacional.
Además de limpiar los conductos, Reemplazo de válvulas, examen de la integridad mecánica de la infraestructura. y adecuación de instalaciones para la recepción de gas a alta presión.
Esta tubería de unos 300 kilómetros carece de sistemas de compresión, requerida para alcanzar la presión de 1200 PSIG requerida para inyectar gas natural al sistema nacional.
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Planta de Regasificación de Cartagena foto:Especulación
“Conseguir estos compresores lleva muchos años. «Si no están disponibles, importar gas natural a través de Coveñas no es sostenible», comentó el presidente del GEB.
Por eso lo declaró TGI está lista para desmantelar algunos de sus compresores para venderlos o arrendarlos a Cenita, «Pero eso requiere acuerdos que, desde un punto de vista técnico, aún no se han formulado».
Cuando se le preguntó sobre este problema, Cenit aseguró que existen estudios e ingeniería que hacen posible el proyecto en Coveñas. Además, su “robusta infraestructura” le permite entregar los volúmenes prometidos.
Estamos listos para trabajar de la mano con Ecopetrol en todo lo que sea necesario.
juan ricardo ortegaPresidente del GEB
“Las regulaciones actuales establecen que la presión de entrega puede ser de hasta 1200 PSIG o cualquier otra presión. que puede establecerse mediante un acuerdo operativo entre las partes», añadió.
Cenit también necesita autorización de TGI para conectarse a su gasoducto; por lo tanto, Ecopetrol ya presentó una solicitud oficial. Ambas empresas elaboran mesas técnicas para definir presiones, flujos y otras condiciones necesarias.
Juan Ricardo Ortega aseguró que trabajan para que, El día en que Hocol firme el contrato sobre el derecho de conexión, la empresa también podrá anunciar ese permiso de conexión al gasoducto Ballena-Barranca.
«Como siempre lo hemos dicho, estamos dispuestos a trabajar de la mano con Ecopetrol en todo lo necesario porque son los usuarios más importantes del servicio», afirmó.
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foto:iStock
Las deficiencias de Cenita no se limitan al oleoducto Coveñas-Ayacucho. Según TGI, La conversión del Oleoducto Colombia también requiere cuatro estaciones compresoras con aproximadamente 58.200 caballos de fuerza.
Esto incluye diseño e ingeniería, fabricación de equipos, solicitudes de modificación o licencia y construcción de instalaciones, además de adquisición de compresores y aprobación regulatoria para su operación.
sin embargo, El 14 de octubre Ecopetrol abrió el proceso para involucrar, entre otros, a la FSRU y un sistema de amarre o sistema de amarre para asegurar la embarcación.
También se incluyen sistemas de medición para la recepción de gas natural licuado (GNL) a través de las líneas submarinas de Cenit e infraestructuras existentes, así como todo el personal especializado y adecuado para garantizar la operación y mantenimiento.
Ecopetrol aseguró a EL TIEMPO que había recibido manifestaciones de interés de 41 empresas; De ellos, 30 presentaron documentos para la calificación. y 15 están efectivamente autorizados a participar en la fase vinculante del proceso.
en este momento, La empresa está considerando ofertas vinculantes recibidas el 12 de diciembre. y estima que el proceso concluirá durante enero de 2026.
