Ajustes a importación de gas y lupa a datos de producción

Luego de varias solicitudes realizadas por los gremios energéticos, el Ministerio de Minas y Energía publicó para comentarios un proyecto de decreto por medio del cual se busca viabilizar las alternativas de suministro de gas natural. Dentro de los puntos que establece la normativa se encuentra la mitigación del riesgo ante la ocurrencia de algún evento que pueda ocasionar la restricción de alguna fuente de suministro. También propone una serie de incentivos para aumentar la oferta de gas natural importado y de las fuentes costa afuera. Bajo este contexto, este año Ecopetrol le solicitó al Gobierno una flexibilización de la normativa respecto al suministro de gas en el mercado, con el fin de dar incentivos a la comercialización de gas natural por medio de importaciones, para solucionar en el corto plazo el déficit previsible. Desde la oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía se consideró que una alternativa para sustituir las importaciones en el mediano plazo es el gas proveniente de los hallazgos de los pozos costa afuera de Gorgon 2, Uchuva 1 y Glaucus 1. Sin embargo, para que sea posible se necesita una gran fuente de financiación. Lo que se busca Mientras ello ocurre, lo primero que considera la propuesta normativa es la modificación de varias definiciones que tienen que ver con la importación de gas a Colombia, en el caso de los agentes, cantidades e infraestructura. También se adicionan las que tienen que ver con la comercialización del combustible, conexión costa afuera, entre otras. Se se propone modificar la priorización en el abastecimiento del gas natural en el caso de presentarse alguna situación que impida que llegue el gas al segmento esencial y no esencial. "Cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, originadas en la infraestructura de suministro, de transporte o de regasificación, que impidan la prestación continúa del servicio", se lee en el documento. Así las cosas, los productores comercializadores, los agentes importadores, los comercializadores, los transportadores deberán atender la demanda en un orden de prioridad. En primer lugar, será atendida la demanda esencial en el orden establecido, en segundo lugar, será atendida la demanda no esencial que cuente con contratos vigentes con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades. Resalta que en caso de empate deberá dársele la prioridad más alta de abastecimiento al usuario con el más alto costo de racionamiento y así sucesivamente. Y, en tercer lugar, se atenderán las exportaciones pactadas en firme. Un tercer capítulo propone que la declaración de producción que realizan los agentes debe tener la información discriminada con el campo, el porcentaje de participación y el estado de la producción de hidrocarburos. Tal declaración deberá presentarse desagregada mensualmente, a más tardar, el 31 de marzo de cada año o cuando así lo determine el Mercado Mayorista de Energía para un período de mínimo 10 años contados a partir de la fecha en el cual se elabora. A su turno, los comercializadores de gas importado declararán al Ministerio a quien éste determine, sus cantidades importadas de gas natural disponibles para la venta, quien se encargará de publicarlas. Dentro de lo que se modifica está una flexibilización para la comercialización del gas importado cuyo suministro se negocie mediante contratos que garanticen firmeza hasta el 30 de noviembre de 2024. "El mecanismo y las modalidades contractuales serán libres, y podrán negociarse directamente en cualquier momento del año hasta el 30 de noviembre de 2024. Así mismo, los contratos podrán iniciar su ejecución en cualquier momento del año y deberán tener fecha de terminación como máximo el día 30 de noviembre de 2025", dice el documento. Entre tanto, el plan de abastecimiento de gas natural podrá incluir las obras requeridas para la conexión de fuentes costa afuera, así como los proyectos identificados que puedan contar con condiciones técnico-económicas aptas para operar como infraestructura convertida.
El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, señaló que es una norma que se ha requerido en el país durante varios años, pero que hasta el momento no se había logrado. Aseguró que, con la entrada en vigor de esta norma, se podría implementar una nueva infraestructura de regasificación off shore que logre beneficiar al suroccidente colombiano. "Nosotros en nuestros números y en nuestros análisis vemos cada vez más serio y necesario, una infraestructura de regasificación por Buenaventura para atender el mercado del suroccidente colombiano y quizás con una tarifa más competitiva y menor a la que hoy les cuesta allá a los usuarios finales este energético", dijo. Con este contexto, se espera que Ecopetrol en el corto plazo avance con la infraestructura necesaria para poner su regasificadora contigua al campo Chuchupa (en La Guajira), con la que se lograrían traer a Colombia cerca de 300 millones de pies cúbicos diarios.