Esquisto es lo mismo que gas de pizarras o gas de lutita...
Preocupa, eso sí, que el actual presidente de Estados Unidos, Donald Trump y sus asesores, decidieran retirarse del Acuerdo Cambio Climático.
Los firmantes son 193.
Trump decidió salir el 1 de junio de este año.
Colombia, en cambió, lo firmó el 22 de abril de 2016.
Lean lo que dice Antonio Celia, el presidente de Promigas, en torno a este gas:
"Es la mejor opción para aumentar las reservas, siempre y cuando se haga con pleno respeto de las normas ambientales. Pero tiene la ventaja de ser más barato. Y fiscalmente se tendría un impacto positivo".
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"El gas de esquisto, la mejor opción
para aumentar reservas", Promigas
para aumentar reservas", Promigas
El Presidente de
Promigas afirma que Colombia es un mercado maduro en el consumo de gas, pero el
gran reto está en consolidar las reservas.
Sin embargo, reitera que el gran reto que tiene la industria a corto y mediano plazo es fortalecer las reservas, tanto con explotación mar adentro en el Caribe, como definiendo estrategias para aprovechar los importantes potenciales de yacimientos no convencionales de gas natural en el valle del Magdalena.
¿Cuál es su opinión sobre la operación del sector en 2016?
Seguimos diciendo que Colombia es un caso muy exitoso en la utilización de gas natural, pero para continuar con esta receta adecuada, hay que tener en cuenta varias consideraciones. Tenemos dudas, y esto nos obliga a tomar determinaciones.
¿Qué decisiones?
Primero, el gas natural seguirá siendo un combustible, en el peor de los casos, de transición dentro de los acuerdos de cambio climático COP21 de París, y utilizado de forma intensa. Segundo, se construyó la planta de regasificación de Cartagena, lo cual es un seguro importante para cuando vuelva a parecer el fenómeno del Niño. Y tercero, se habla de otra planta similar en Buenaventura.
¿Y en cuanto a reservas?
Hacia el futuro, vemos que, la relación reserva-producción (R/P) puede estar en el orden de los 13 a 14 años, y a partir de 2026 o 2027, dependiendo del escenario, se debe analizar qué se va hacer. Para 2016, el remanente total de gas natural fue 5,3 terapiés cúbicos (TPC) y la producción, de 1,064 millones de pies cúbicos día (Mpcd), lo que arroja un factor R/P de 13,7 años.
Desde los campos actuales, excepto La Guajira (por declive). También, desde las áreas offshore, pero es una apuesta en la que se debe tener en cuenta la alta inversión, la operación costosa y el largo plazo, es decir, no menos de siete años.
¿Y el gas que provenía de Venezuela?
Está cortado por los problemas conocidos, como la confiabilidad y el entorno político. Desde mediados de 2015 se terminaron las exportaciones de gas natural de Colombia hacia Venezuela; ahora el país está a la espera que estos flujos se reviertan para poder incorporar combustible del vecino país con el fin de aumentar la oferta nacional. Si se tiene en cuenta el contrato vigente de importaciones entre ambos países, de 1,595 Mpcd en el transcurso de 12 años (equivalentes a 0,6 TPC), el factor R/P con reservas totales aumenta a 15,2 años.
Es la mejor opción para aumentar las reservas, siempre y cuando se haga con pleno respeto de las normas ambientales. Pero tiene la ventaja de ser más barato. Y fiscalmente se tendría un impacto positivo.
¿Qué ha pasado en la operación, luego de la liberaron de precios?
Las tarifas han subido. Los precios no pueden estar reflejando la eficiencia económica, porque están muy concentrados en la oferta. Debe haber libertad, pero con un techo. Que esté en función de los sustitutos más importantes, entre ellos el mismo gas de importación, reflejaría de mejor manera para la formulación de precios.
En transporte, ¿cómo ha respondido la operación?
La coyuntura es complicada. Los transportadores han hecho muchas inversiones corriendo riesgos como las consultas previas, la oposición de las comunidades, los permisos ambientales y los riesgos de una regulación que está siendo tardía y compleja.
Es una situación similar a la del transporte. Tiene el inconveniente de que, como las tarifas están atrasadas, ha venido perdiendo valor; es decir, los ingresos de las distribuidoras se han reducido por cuenta de la situación. El componente de suministro (boca de pozo) en la tarifa al usuario residencial final en el país pasó de pesar un 24% en 2005 a un 40% en 2016.
¿Y en distribución?
En 2005 el componente de distribución representaba un 43% de la tarifa. Este peso disminuyó considerablemente a un 22% para 2016.
¿Cuál fue el consumo de gas en 2016?
Sufrió un leve descenso (-4%) con respecto al año anterior, motivado especialmente por la reducción cíclica de la demanda del sector eléctrico (-15%), al no ser este un año de afectación por el fenómeno del Niño.
¿Cómo debería ser la nueva regulación?
Debería ser más sencilla y oportuna. La mejor manera de garantizar la expansión en el sector de transporte y distribución es montando una regulación adecuada.
¿Cómo va el diálogo del sector con la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg)?
No está siendo muy fluido. Es intermitente, complejo, estricto y lento. Por ejemplo, en 10 años, según el Departamento Nacional de Planeación, la Creg ha expedido más de 2.000 resoluciones, en decir, una cada dos días. Los trámites y las resoluciones se pueden abreviar, conversando con los agentes para tratar de llegar a conclusiones adecuadas de regulaciones que sean sencillas y oportunas.
¿Esto afecta las tarifas para el usuario final?
En 2013, la Resolución Creg 202 planteó una nueva metodología de distribución, con el fin de actualizar estas tarifas; sin embargo, en el 2016 la Resolución Creg 093 revocó parcialmente la 202 y definió otras consideraciones en la actualización de la tarifa.
Alfonso López Suárez
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