Gas barato de Venezuela haría replantear el negocio de Sirius

En medio de un escenario de déficit estructural de gas, presiones sobre la oferta energética y decisiones estratégicas pendientes, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, plantea que Colombia se enfrenta a un punto de inflexión. La posibilidad de importar gas desde Venezuela a precios considerablemente más bajos no solo aparece como una solución inmediata, sino como un factor que puede transformar el funcionamiento del mercado. El ministro detalla los cuellos de botella técnicos y jurídicos, la competencia entre fuentes de suministro, el impacto sobre proyectos como Sirius y las regasificadoras, y la necesidad de tomar decisiones económicas pragmáticas. ¿Qué se requiere para concretar la importación de gas desde Venezuela? En estricto sentido, no se requiere nada adicional desde el punto de vista operativo del mercado. Hay operadores privados con la capacidad de realizar esa operación, tal como ocurrió en el caso del GLP, donde participaron agentes del lado venezolano y colombiano, cada uno con sus permisos y licencias vigentes. No obstante, el Gobierno ha planteado que Ecopetrol tenga un papel protagónico en este proceso. En ese caso, sí se requiere una licencia específica, particularmente en el marco de las restricciones internacionales. Por ello, ya se han adelantado reuniones con el gobierno de Estados Unidos y con su representación diplomática. Fundamentalmente es una decisión de carácter político, que podría resolverse en un plazo corto si existe voluntad. Más allá de ese componente jurídico, el principal obstáculo hoy es de carácter técnico. El gasoducto requiere la reparación de un tramo de 4,7 kilómetros en el lado colombiano. Esto implica la contratación de obras y la coordinación con Venezuela, que ya ejecutó trabajos similares en su territorio. Se ha propuesto una intervención conjunta: una empresa contratada en Colombia con apoyo de personal venezolano. Ese es el punto que más tiempo demanda. Desde el Ministerio existe presión para que este proceso se ejecute en cuestión de días o semanas, pues actualmente confluyen dos limitaciones: una técnica y otra jurídica. La jurídica puede resolverse rápidamente; la técnica debe ser inmediata. Se ha mencionado un precio cercano a US$15 dólares por millón de BTU, porque no se puede mantener como estaba inicialmente, ¿será así? Ese nivel de precio es determinante y cambia sustancialmente la lógica del mercado. Según las estimaciones de PDVSA, se trata de un valor cercano a US$6 por millón de BTU (unidad británica de poder calórico), que, incluso sumando costos de transporte y comercialización, seguiría siendo considerablemente competitivo. En el contexto actual, marcado por tensiones globales en materia energética, los precios son altamente volátiles. Sin embargo, un suministro en ese rango implicaría una reducción significativa frente a otras fuentes. El impacto sería transversal. Beneficiaría al país, a los usuarios y a la industria, que actualmente enfrenta restricciones de acceso al gas. Desde esa perspectiva, se trata de una alternativa altamente favorable. Por ello, el Gobierno está enfocado en materializar esta opción. ¿De dónde provendría el gas y cuál sería la capacidad inicial? Venezuela ha planteado diferentes mecanismos de suministro. Por un lado, cuenta con producción en la región occidental. Por otro, contempla la posibilidad de realizar intercambios o swaps, es decir, redistribuir su producción para cumplir con el abastecimiento hacia Colombia. En una fase inicial, estiman que podrían suministrar alrededor de 60 millones de pies cúbicos diarios. Con inversiones adicionales, esa capacidad podría ampliarse a 100 millones en un plazo aproximado de seis meses. El inicio del suministro es clave. Ese volumen inicial es comparable al que se proyecta traer por el Pacífico, pero con una ventaja en tiempos y costos. No obstante, ambas fuentes son necesarias. El país requiere ampliar la oferta de gas mientras entran en operación proyectos como Sirius y se cubre la brecha existente en el mercado. ¿Cómo se explica el déficit actual de gas en Colombia? El déficit no es reciente; se viene arrastrando desde hace varios años. Existe una realidad estructural: más del 50% de los campos asignados no han sido explotados. Esto responde, en parte, a la preferencia por desarrollar recursos de fácil acceso, como ocurrió en los inicios de la industria. En administraciones anteriores se realizaron esfuerzos significativos de exploración, con inversiones importantes, pero sin resultados concluyentes en varios casos. Por lo tanto, no es correcto atribuir la situación actual exclusivamente a decisiones recientes en materia de política energética. El argumento de que la única salida es el fracking implica reconocer que los yacimientos convencionales no han logrado cubrir la demanda. Esa es una discusión que debe abordarse con rigor técnico. En ese contexto, ¿qué implicaciones tendría el gas venezolano sobre el proyecto Sirius? Sirius representa una apuesta estratégica para el futuro energético del país. Sin embargo, su viabilidad económica está directamente ligada al comportamiento de los precios. Si el gas proveniente de Venezuela ingresa al mercado a un costo significativamente menor, es inevitable que se abra una discusión sobre la competitividad de Sirius. El mercado energético, como cualquier otro, responde a señales de precio. Si existen alternativas más económicas, estas serán las que predominen en la demanda. Actualmente, el gas importado mediante regasificación se ubica en rangos superiores. Frente a ello, un suministro a menor costo puede modificar las decisiones de consumo y, en consecuencia, las expectativas de retorno de inversiones de gran escala. Esto no significa que Sirius pierda relevancia. Podría convertirse en un proyecto fundamental para garantizar el autoabastecimiento en el largo plazo e incluso generar excedentes exportables. Sin embargo, su desarrollo deberá evaluarse en función de las nuevas condiciones del mercado. ¿Qué ocurre con los proyectos de regasificación ante este escenario? El país ha recibido múltiples propuestas de proyectos de regasificación. No obstante, la demanda no es suficiente para sostenerlos todos. En un escenario con entrada de gas venezolano, la necesidad de estas infraestructuras cambia. Es probable que el mercado solo pueda absorber uno o dos proyectos, dependiendo de la evolución de la oferta. Por ello, el Gobierno, junto con la UPME, está evaluando cuáles iniciativas son viables y necesarias. Algunas propuestas han mostrado mayor grado de madurez, mientras que otras permanecen en etapas iniciales. En todo caso, el criterio es claro: deben priorizarse los proyectos que puedan entrar en operación con mayor rapidez y a menor costo. Si se concreta el suministro desde Venezuela, la regasificación podría cumplir un papel complementario, enfocado en la confiabilidad del sistema, más que en el abastecimiento principal. ¿Por qué no se anticipó esta situación? Esa es una pregunta válida. Colombia ha importado gas durante años, pero solo cuenta con una infraestructura de regasificación. Esto ha generado vulnerabilidades en el sistema, especialmente en momentos de mantenimiento o contingencias. La planificación energética requiere horizontes de largo plazo. Los proyectos de gas pueden tardar entre seis y diez años desde su descubrimiento hasta su explotación comercial. Por ello, las decisiones que se toman o se dejan de tomar tienen efectos prolongados a lo largo del tiempo. ¿Cuál es su posición frente al fracking en este contexto? En las condiciones actuales, no es una prioridad. El entorno energético global ha cambiado de manera significativa. Los precios del petróleo y del gas están sujetos a factores geopolíticos que pueden variar rápidamente. El fracking implica costos elevados y una alta sensibilidad a esas fluctuaciones. Cuando los precios disminuyen, su viabilidad económica se reduce considerablemente. Por ello, depender de esta técnica en un entorno volátil representa un riesgo financiero importante. Es una discusión que trasciende el actual gobierno y deberá ser abordada en el futuro con base en decisiones democráticas. ¿Qué sigue en las negociaciones con Venezuela? Se ha avanzado en la posibilidad de revisar los contratos existentes. Inicialmente, había una intención de terminarlos, pero ahora se contempla su ajuste. El objetivo es encontrar un mecanismo que permita avanzar de manera ágil y eficiente. Lo ideal sería que empresas públicas lideraran el proceso, pero también se ha planteado que se haga de la forma más práctica posible. En el frente de energías renovables, particularmente en los proyectos eólicos, se han presentado retrasos. ¿Cuál es el balance? Nos quedan tareas pendientes, sin duda, y una de ellas es el desarrollo de la energía eólica. Se presentaron dificultades, sobre todo de orden social. Sin embargo, hay que poner en contexto que cuando llegué al Ministerio una de las primeras decisiones fue ir a La Guajira y permanecer durante una semana dialogando con comunidades, empresas y autoridades en un esquema tripartito. En ese ejercicio nunca escuché a las comunidades decir que no querían los proyectos. Lo que plantearon es algo elemental: si en sus territorios se desarrollan proyectos de energía, lo mínimo es que ellos también tengan acceso a esa energía. Es una demanda lógica. Lo mismo ocurre con otros proyectos de transmisión, como el cable hacia Panamá, donde las comunidades reclaman que no se les puede atravesar infraestructura sin resolver primero sus propias necesidades. También es necesario que las empresas ajusten su modelo de relacionamiento. Se ha evidenciado que Ecopetrol, por su experiencia en territorio, ha logrado avanzar en contextos complejos donde otros actores no han podido. Esa experiencia debe trasladarse a los proyectos de energías limpias. En cuanto a la infraestructura, la línea Colectora es fundamental. Vamos a tener un colector en funcionamiento antes de que termine el gobierno. Es un compromiso del Grupo de Energía de Bogotá, con el que hemos trabajado de manera articulada. Esa línea es la "autopista" por la que debe circular la energía renovable. Hoy tenemos un reto: contamos con la infraestructura en proceso, pero necesitamos energizarla. Si no se energiza oportunamente, se presentan problemas como el robo de cables. Por eso es clave que los proyectos entren rápido. Es como tener una autopista lista y no tener vehículos circulando. El sector eléctrico ha advertido sobre el crecimiento de las deudas. ¿Cuál es la situación real y cómo se está abordando? Lo primero que hay que decir es que hay un problema de transparencia en las cifras. Cuando no se organizan bien los datos, se dificulta la solución. Por ejemplo, la opción tarifaria muchas veces se incluye dentro de la deuda, pero en realidad ya la están pagando los usuarios. Las empresas la han venido cobrando de manera continua. En el caso específico de Air-e, incluso resulta llamativo que su auditoría no haya detectado oportunamente el cobro de la opción tarifaria a los usuarios en un periodo en el que otras empresas habían diferido esos pagos. Por eso, es importante separar claramente los componentes. En cuanto a subsidios, sí existe un déficit. Está alrededor de tres billones de pesos. Hemos hecho pagos parciales —recientemente alrededor de $700 mil millones—, pero hay una restricción fiscal evidente. El país enfrenta un estrechamiento de las finanzas públicas y eso limita la capacidad de pago inmediato. Este es un problema estructural. Los subsidios se han venido financiando cada vez más con recursos del presupuesto general de la Nación. Además, hay una mala focalización: estudios indican que cerca del 68% de los subsidios no están correctamente asignados. Eso implica que el sistema no está siendo eficiente. También hay un tema de liquidez. Por eso reactivamos mecanismos como la titularización de deudas de subsidios, que permite a las empresas acudir al sector financiero para obtener recursos mientras el Estado cumple con sus obligaciones. Respecto a Air-e y su relación con los generadores térmicos, existe una deuda que debe ser gestionada por la Superintendencia y el Ministerio de Hacienda. Desde el Ministerio de Minas y Energía hemos tomado medidas regulatorias para proteger a los usuarios y garantizar el suministro, como facilitar la contratación directa de energía a precios más bajos y mantener un régimen especial para el Caribe, incluso cuando son decisiones impopulares. Sin embargo, es claro que si las condiciones climáticas cambian —por ejemplo, con un fenómeno de El Niño— y aumenta la necesidad de generación térmica, estas tensiones pueden agravarse. Por eso se están evaluando medidas adicionales, incluyendo mecanismos de financiación y ajustes regulatorios. En todo caso, el mensaje es que este no es solo un problema de caja en el corto plazo. Es necesario avanzar hacia una solución estructural que mejore la focalización de subsidios, reduzca la dependencia del presupuesto nacional y garantice la sostenibilidad del sistema en el largo plazo.