Sergio Cabrales, experto del sector energético Foto: MEM
La caída de la producción local y el encarecimiento del combustible presionan a las térmicas.
La dependencia de Colombia del gas importado está aumentando al mismo tiempo que se encarece el combustible que llega al país. El precio del gas adquirido a través de la planta de regasificación de la Sociedad Portuaria El Cayao (Spec) subió 79% a US$24,97 por millón de BTU.
En paralelo, las importaciones ya representan el 41% del gas que consume el país, en un escenario de menor producción nacional y mayores necesidades para la generación eléctrica.
Las cifras fueron presentadas por Sergio Cabrales, experto en el sector energético en el marco del congreso del Mercado de Energía Mayorista (MEM), quien advirtió sobre la relación entre el abastecimiento de gas, la capacidad de las centrales térmicas para producir electricidad y las condiciones financieras bajo las cuales operan.
El problema no se limita a conseguir el combustible. También involucra su costo, los recursos disponibles para comprarlo y los incentivos económicos para que las plantas generen cuando el sistema eléctrico las necesita.
La caída de la producción nacional aumenta la dependencia
En los últimos tres años, la producción nacional de gas cayó 30%, de acuerdo con los datos expuestos por Cabrales. Uno de los principales retrocesos corresponde a Ecopetrol y su grupo empresarial, cuya producción disminuyó 37%, en medio de la declinación de campos como Cusiana, Cupiagua, Caño Sur y Ballena.
A este comportamiento se suma la situación de Canacol Energy, que pasó de aportar cerca de 200 (GBTUD), equivalentes aproximadamente al 20% de la oferta o demanda nacional mencionada por el experto, a producir 45 GBTUD.
La reducción, cercana al 70%, ha limitado su capacidad para atender compromisos comerciales. Según Cabrales, la compañía tiene contratos en firme por 79,6 GBTUD, un volumen superior a su producción actual. El efecto de las restricciones también alcanza a consumidores industriales: el experto mencionó el caso de Cerro Matoso, que estaría recibiendo apenas la mitad del gas que requiere.
Mientras disminuye la oferta local, Spec se ha convertido en la principal puerta de entrada del gas importado. Esto concentra parte de la seguridad del suministro en una sola instalación.
«El 41% del gas que se consume en Colombia es gas importado. Y, además, solamente lo estamos importando por Spec. Si falla una unidad, como ocurrió a finales del mes pasado, la situación se vuelve muy crítica. Esa confiabilidad también debe tener niveles de holgura», señaló Cabrales.
El déficit previsto para marzo y la entrada de dos regasificadoras
La disponibilidad de gas también condiciona la generación térmica, necesaria para respaldar el suministro eléctrico. De acuerdo con las estimaciones del experto, las centrales que operan con este combustible requieren entre 519 y 538 GBTUD para cumplir con sus obligaciones de energía firme.
Al comparar esa necesidad con la demanda térmica y no térmica, además de la oferta nacional e importada proyectada, Cabrales calculó un déficit de 124 GBTUD para marzo de 2027 si no entran nuevas plantas de regasificación. La brecha equivaldría a más del 10% del gas requerido en ese escenario.
La presión aumenta durante el periodo de mayor intensidad del fenómeno de El Niño, cuando crece la necesidad de generación térmica y, con ella, el consumo de combustible para atender la demanda eléctrica.
Las restricciones ya tienen efectos sobre los usuarios industriales no regulados. Según las cifras presentadas, entre 15% y 20% del gas que utilizaban estos consumidores fue recortado. El suministro pasó de alrededor de 180 a 150 GBTUD.
El panorama cambiaría parcialmente si se cumplen las fechas previstas para dos nuevas instalaciones. Cabrales planteó un escenario en el que la regasificadora de Aguadulce, en Buenaventura, entra en operación en noviembre y Puerto Bahía lo hace en febrero de 2027. Con ambas disponibles, el déficit se reduciría a 37 GBTUD.
La entrada de estas facilidades permitiría sumar capacidad para importar gas y cubrir parte de la brecha proyectada. Sin embargo, el cálculo depende de que los proyectos comiencen a operar en los plazos contemplados y de la disponibilidad efectiva del combustible en el mercado internacional.El precio del combustible presiona a las térmicas
El encarecimiento del gas importado añade otro componente al problema. El precio de US$24,97 por millón de BTU corresponde al periodo de septiembre a noviembre, según la explicación de Cabrales.
Cada dato de la serie presentada cubre tres meses.
El experto atribuyó estos valores a la forma en que Colombia compra el combustible. Al no contar con contratos de largo plazo suficientes para cubrir una demanda intermitente, los compradores deben acudir al mercado spot y adquirir cargamentos disponibles. En ese mercado, los precios pueden seguir referencias internacionales como el TTF europeo, que, según las cifras expuestas, se ubicaba entre US$27 y US$28 por millón de BTU.
Como referencia, Cabrales explicó que un esquema, al que se sumaran los costos de licuefacción, transporte marítimo y regasificación, podría representar un precio de US$9 a US$10 por millón de BTU.
La diferencia repercute directamente en las centrales térmicas que utilizan gas importado. Si el costo del combustible supera los ingresos que reciben por generar electricidad, algunas plantas podrían tener menos incentivos para operar.
«Puede llegar un momento en el que las térmicas no tengan incentivos para generar. Incluso pueden preferir pagar la desviación antes que generar a pérdidas», advirtió.
A esta presión se suma la deuda con los generadores, que Cabrales estimó en cerca de $2,6 billones. Los saldos pendientes restringen la liquidez de las compañías y pueden dificultar la compra de gas a precios internacionales elevados.
El experto también señaló que el carbón podría aportar respaldo al sistema. Colombia tiene reservas con una vida estimada de 110 años, según los datos citados, y un precio de referencia de US$4,5 por millón de BTU, frente a los US$24,97 del gas importado. Para operar toda la oferta de energía firme con carbón, calculó que se necesitarían 14.684 toneladas diarias, cerca del 10% de la producción nacional.
En cuanto a los combustibles líquidos, estimó que encender todas las térmicas que utilizan diésel y fuel oil requeriría unos 34.000 barriles diarios. La reactivación de las importaciones por Puerto Bahía, que permitiría movilizar alrededor de 20.000 barriles al día, aliviaría parte de las restricciones logísticas para abastecer estas plantas.
PAULA GALEANO BALAGUERA
Periodista de Portafolio
Fuente: Portafolio
