Ecopetrol decidió poner su proyecto de regasificación del Caribe colombiano en el Golfo de Morrosquillo.
La empresa estatal confirmó que, tras varios estudios técnicos, Coveñas (Sucre) ofrece mayores ventajas en tiempos de entrada y viabilidad técnica frente a Ballena (La Guajira), la alternativa que hasta hace poco lideraba las discusiones sobre seguridad energética.
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La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) ya autorizó a Cenit, filial del Grupo Ecopetrol, para adelantar actividades de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) en la Terminal Marítima de Coveñas.
Con esto, la petrolera avanza en su plan de instalar una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), una infraestructura que permitirá importar gas para atender la creciente demanda nacional.
El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, explicó en rueda de prensa que Coveñas aprovechará la infraestructura portuaria existente, concesionada a Cenit por más de tres décadas, lo que reduce costos y riesgos de construcción.
“El estudio nos ha mostrado las bondades y los beneficios, los menores riesgos que tendría la infraestructura en Coveñas. Básicamente se trata de aprovechar la concesión portuaria y la logística ya instalada”, afirmó Roa.
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De oleoducto a gasoducto: el desafío técnico
Uno de los puntos centrales del proyecto será la reconversión del oleoducto Coveñas–Ayacucho (ODC), que pasará a operar como gasoducto.
La meta inicial es transportar 110 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd) en una primera fase, con la posibilidad de escalar hasta 400 Mpcd en una segunda etapa.
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Sin embargo, esta reconversión es un reto técnico de gran complejidad. El profesor e investigador del sector minero-energético, Sergio Cabrales, advierte que el ducto —de unos 300 kilómetros— no cuenta con sistemas de compresión, indispensables para el transporte de gas.
“La reconversión podría tardar entre dos y tres años, dadas las restricciones técnicas y la limitada disponibilidad de equipos de compresión a nivel internacional”, subraya Cabrales.
A eso se suma la incertidumbre sobre la viabilidad económica de operar una FSRU con baja capacidad (110 Mpcd). Mantener volúmenes tan reducidos hasta 2030 encarecería el costo del gas por millón de BTU, restando competitividad frente a otras fuentes energéticas, detalló el profesor cabrales.
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¿Cuál es el tiempo estimado para conseguir y, despues comenzar, a anclar la FSRU en el puerto de Coveñas? A lo que Cabrales respondió: “Este proceso suele ser complejo y puede tardar varios años, condicionando la entrada en operación del proyecto”.
A renglón seguido precisó que, durante ese periodo, el abastecimiento de la demanda industrial del interior del país será crítico porque, en ausencia de gas natural, las industrias podrían verse obligadas a migrar al uso de carbón —con un impacto ambiental significativo— o de GLP distribuido por camiones, lo que incrementa los costos.
Cabrales plantea preguntas clave como ¿cuánto tardará realmente la conversión del oleoducto en gasoducto? ¿Cuándo se conseguirá y anclará la unidad flotante FSRU? ¿Cómo se abastecerá la demanda industrial mientras tanto?
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En otras palabras, el riesgo de desabastecimiento persiste mientras el país espera la entrada del gas importado desde Coveñas.
Luz verde de la ANLA y próximos pasos
Ecopetrol confirmó que hace diez días la ANLA dio luz verde a una modificación menor en la licencia ambiental existente, que permite realizar las actividades necesarias para la importación de gas a través de la terminal marítima en Coveñas.
Con esa autorización, la compañía avanza en los componentes jurídicos, regulatorios, técnicos, económicos y sociales del proyecto.
Además, anunció que el 14 de octubre lanzará la convocatoria pública para recibir ofertas vinculantes del servicio de regasificación. Según Roa, unas 20 empresas podrían participar en este proceso.
Si todo marcha según lo previsto, la primera molécula de gas entraría al sistema en el primer semestre de 2027.
Un reloj en cuenta regresiva para el gas en Colombia
El periodista Mauricio Téllez, experto en energía e hidrocarburos, resumió la preocupación del sector en una publicación reciente en su cuenta de X, antes Twitter, así:
“Ecopetrol le cierra la puerta al proyecto de regasificación en La Guajira, el único que —según el Grupo Energía Bogotá— era viable en el corto plazo, con FSRU asegurada y precios cercanos a 11 dólares por MBTU”.
Téllez resaltó que el nuevo proyecto de Coveñas se apoya en la infraestructura del mayor puerto de exportación de crudo del país, pero también implica apostarle a un cronograma más ajustado y a un cambio de enfoque técnico.
“Lo bueno es que ya hay conciencia de la urgencia de tener una nueva entrada de gas por el Caribe, adicional a SPEC. Lo no tan bueno es que tenemos dos proyectos sobre la mesa —uno en Ballena y otro en Coveñas— con sustentos técnicos distintos y conclusiones contradictorias”, explicó.
La preocupación de fondo es clara: Colombia necesita nuevas fuentes de gas antes de 2027. De lo contrario, la industria y los hogares podrían enfrentar una crisis de abastecimiento, justo cuando la producción nacional está en declive y los contratos de importación se encarecen.
“Lo único que no nos puede pasar es no tener gas importado para cubrir el hueco de 2026 y 2027. Eso sí le daría un golpe muy duro a la industria y a los hogares”, advirtió Téllez.
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