Por un futuro promisorio asentado en los gases no convencionales

Submitted by admin on Fri, 07/19/2013 - 17:55

 

 

Un marco regulatorio ambiental para los no convencionales y la delimitación de áreas potenciales para la producción de gas metano asociado con el carbón son las apuestas del Gobierno para estimular la exploración del gas en el país.

 

Orlando Cabrales, viceministro de Minas y Energía, en entrevista, habla sobre los avances en esta materia y sobre las medidas en las que se ha venido trabajando para jalonar el crecimiento de la industria en Colombia.

 

¿Qué está haciendo el Gobierno para impulsar la exploración de gas en el país?

 

El año pasado, estructuramos las condiciones económicas y fiscales apropiadas para promover el desarrollo de los yacimientos de gas no convencional y del gas metano asociado al carbón, segmentos en los que Colombia tiene un gran potencial para explotar.

 

Con estas medidas se le dieron señales claras al mercado de las intenciones que tiene el Gobierno de promover la actividad exploratoria que conduzca a nuevos grandes hallazgos de gas en el país, pues desde la Guajira, Cusiana y Cupiagua, los descubrimientos de yacimientos asociados a este recurso no han sido numerosos, ni significativos, con excepción de La Creciente. Este impulso a la industria es clave para el futuro del mercado energético local, pues de acuerdo con nuestras estimaciones, las incorporaciones de reservas dependerán entre un 33% y un 60% del gas no convencional.

 

Otro de los factores definitivos para el impulso de la actividad es la libertad para las exportaciones de los excedentes de gas. Esta medida, contemplada dentro del decreto 2100 de 2011, y el reciente reconocimiento del costo de oportunidad en caso de interrupción de las exportaciones es, sin duda, un incentivo clave para estimular la búsqueda de nuevas reservas, pues para las empresas es fundamental tener acceso a los mercados internacionales. Esta decisión, muy similar a la tomada por el Gobierno en 1974 para el mercado del crudo, le permitió a Colombia volver a ser un país exportador de petróleo.

 

Aunque las medidas en materia económica para incentivar el desarrollo de los no convencionales son esenciales, aún no se cuenta con un marco de referencia ambiental para este tipo de proyectos. ¿Cómo se ha avanzado en esta materia y cuándo estarán listos los parámetros para su licenciamiento?

 

Respecto a la regulación ambiental nos hemos tomado un poco más de tiempo, pero hemos progresado mucho. Se ha venido trabajando en un constante ejercicio de aproximación y trasferencia de conocimiento, principalmente desde Estados Unidos y Canadá, para poder estructurar reglas simples y claras para el desarrollo de estas actividades en Colombia. Esperamos que a más tardar en octubre podamos tener listos estos términos de referencia para esta actividad.

 

¿Cuántas de las áreas asignadas tienen potencial en recursos no convencionales?

 

Estaríamos hablando de 19 contratos, 6 asignados en la Ronda 2012 y 13 suscritos con anterioridad.

 

¿Cuándo comenzará la producción de este tipo de gas?

 

Estimando que se emitan las primeras licencias ambientales a mediados del próximo año, la producción de este tipo de gas podría darse entre 2015 y 2016

 

¿Cómo avanza el proceso para la asignación de nuevas áreas para la explotación de gas metano asociado al carbón?

 

Tenemos programado que el estudio para identificar las áreas potenciales en este tipo de recurso culmine es agosto de este año, por lo que esperamos que en septiembre podamos lanzar un proceso de asignación. Aún no sabemos si va a ser una ronda abierta, pues hay que ser muy cautelosos y coordinados con la coexistencia de la actividad minera y la de hidrocarburos para así evitar que se repita el inconveniente que tenemos en Cerrejón, en el que dos compañías, con títulos diferentes, no se han puesto de acuerdo en cómo se debe explotar este gas.

 

De acuerdo con la consultora IHS, Colombia es el país de Latinoamérica con mayor potencial en este tipo de recursos y nuestro objetivo es seguir impulsando su desarrollo. Ya estamos viendo resultados concretos del avance de las operaciones de exploración en el contrato La Loma, en el Cesar. La mitad de la incorporación de reservas de gas del año pasado provino de este contrato, con 0,4 tera pies cúbicos, y esperamos ver el próximo año producción de asociada a este yacimiento.

 

¿Qué tan competitivos son los precios del gas en Colombia?

 

En términos generales, el precio del gas en Colombia en los últimos dos años ha estado en niveles razonables. Hoy, con menos reservas que Estados Unidos, tenemos un precio no regulado muy similar al del índice Henry Hub, que está cercano a los US$4.

 

Además ya se le dio vía libre a la liberación del precio del gas de La Guajira para 2014, lo que conducirá a niveles más competitivos. Pero lo importante aquí no es solo alcanzar precios eficientes para la exploración y producción del gas, sino que también se logre tener niveles que nos permita continuar con la expansión de la cobertura de este servicio en el país. Recientemente, alcanzamos los 6,7 millones de usuarios conectados, sumando un millón en los últimos tres años y 91.000 durante el primer trimestre de 2013. Y el objetivo es seguir creciendo.

 

A mediados de junio la Creg expidió las regulaciones para incentivar las importaciones de gas, ¿qué se logrará con la planta de regasificación contemplada dentro de estas medidas?

 

Con una planta de regasificación se le apunta a una mayor seguridad sobre al suministro de gas, principalmente para termoeléctricas, durante fenómenos del Niño, periodos en los que estas plantas de generación pueden llegar a consumir hasta el 50% de la producción nacional. Con estas importaciones podrá mitigarse el uso de líquidos para la generación en estos escenarios de alta demanda, que, de acuerdo con nuestras estimaciones, implican un costo 2,5 veces mayor al de la generación con gas importado. El costo beneficio es clarísimo y con estas medidas estaremos garantizando una generación más económica y eficiente. Todo apunta a que la planta de regasificación se construya en el Caribe y que tenga una capacidad de 350 a 400 millones de pies cúbicos por día.

 

¿Ya se sabe de dónde se va a importar ese gas?

 

Esta será una decisión de los interesados en el proyecto. Nuestras estimaciones en cuanto a costos están de acuerdo con precio del gas que se importa en Europa, que está entre US$10 y US$11 por millón de BTU.

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