Producción y suministro
Producción fiscalizada de gas natural
La disminución de 199 Gpc en la producción fiscalizada en el periodo en estudio se sustenta, en primera instancia, en una reducción de 139 Gpc en los Llanos Orientales, motivada por una menor reinyección, dadas la declinación de la producción de los campos petroleros en esta cuenca y, en menor escala, la reducción de 76 Gpc, producto de la irreversible declinación de los campos de La Guajira.
Producción fiscalizada de gas natural
Producción de gas natural por empresa-2020
Ecopetrol, con una participación de 71 %, es la primera productora de gas natural en Colombia, posición que en la última década terminó de consolidar después de la reversión de los contratos de asociación que incluían los grandes campos del piedemonte llanero: Cupiagua, Cusiana y Pauto-Floreña. Estos últimos, recién asumidos por Ecopetrol de la multinacional Equión en febrero de 2020.
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| Por otra parte, Hocol, empresa filial de Ecopetrol, con una participación en la producción de gas natural del país de 7 %, se convirtió durante 2020 en la segunda mayor productora, después de adquirir la participación de 43 % de los campos de Chuchupa y Ballena, que pertenecían a Chevron Petroleum, y de asumir, a partir de mayo de 2020, la operación de los mismos.
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Producción de gas natural por cuenca-2020
Suministro de gas natural
En este último quinquenio, nuestro país solventó la fuerte declinación de los campos de La Guajira (-200 Mpcd) con el incremento del suministro de los campos del piedemonte llanero (249 Mpcd) y de los valles inferior y superior del Magdalena (151 Mpcd). El buen comportamiento de los campos de estas cuencas y la incorporación de las importaciones de GNL, regasificadas en la planta de SPEC LNG, conllevó incrementos cercanos a los 200 Mpcd, en el total de suministro de gas del país en los dos últimos años, cuando se comparan con las cifras de 2016 en los inicios del lustro.
Suministro de gas natural
A cierre de 2020, con las cuencas de los Llanos Orientales y del valle inferior del Magdalena, se soporta 76 % del suministro nacional de gas natural. En los Llanos Orientales (58 %), se encuentran los cuatro grandes campos del piedemonte: Cupiagua, Cusiana, Pauto y Floreña. Mientras que en el valle inferior del Magdalena (18 %) se destacan campos de menor tamaño, como Clarinete, Nelson, Mamey, Pandereta y otros más, que, en conjunto, hacen un aporte significativo al suministro, mientras se sigue a la espera del gran hallazgo con el que se logre remplazar en definitiva a los campos de La Guajira.
Suministro con producción nacional-2020
Suministro con producción nacional - Mpcd
2020
En el top 10 de los campos con mayor suministro de gas natural en 2020, aparecen Mamey (VIM), Pandereta (VIM) y Bullerengue (Sinú-San Jacinto), campos que un par de años atrás no hacían parte de la oferta de este combustible. Caso contrario es el de La Creciente, que ya no aparece en este top después de haber estado entregando una década atrás hasta 110 Mpcd, antes del inicio de su declinación.
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Bajo las condiciones actuales de producción comercial de gas natural, el país tendría reservas probadas para 7,7 años, unos 2,6 años menos que la cifra de comienzos de lustro. Sin embargo, entre los varios factores por los que este número de años se va trasladando en el tiempo están:
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| i) Los volúmenes de gas importado que hacen parte de la producción comercializada y no se encuentran cuantificados como reservas; ii) Las incorporaciones anuales de nuevas reservas y revaluaciones, que en el evento de ser mayores que la producción determinan un aumento en el factor R/P (mayor número de años de reservas), y iii) Disminuciones esporádicas en las cifras de producción comercializadas (ver las del año 2017).
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Factor R/P-años
El suministro a través de la terminal de importación y regasificación SPEC LNG La infraestructura de GNL de la Sociedad Portuaria SPEC LNG, ubicada en Cartagena, inició operaciones en diciembre de 2016 con el objetivo inicial de garantizar la regasificación del GNL importado, y así entregar gas natural a las térmicas de la región, como respaldo para brindar confiabilidad al sistema de energía eléctrica del país.
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Un 71 % de los metaneros (10 de 14) que llegaron a SPEC LNG en 2020, procedían de la planta de licuefacción de Atlantic LNG en Trinidad y Tobago; los restantes llegaron de plantas estadounidenses instaladas en las costas del golfo de México, es decir, las terminales de procedencia más cercanas desde el punto de vista geográfico. Por lo anterior, podría concluirse que en una temporada de precios bajos, como fue la de 2020, la variable distancia, directamente proporcional a los costos de transporte, pasó a ser un factor relevante en la escogencia del proveedor.
| GNL recibido según procedencia-2020
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En 2020, al entregar a través del SNT, durante 210 días no continuos, 13.076 Mpc de gas natural a sus clientes del Grupo Térmico (Tebsa, Prime Energía y Termocandelaria), SPEC LNG alcanzó un máximo histórico de regasificación. Los volúmenes diarios de gas natural mínimo y máximo entregados fueron de 21,4 y 214,1 Mpc, respectivamente.
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Energía mensual inyectada al SNT por la terminal de regasificación de SPEC LNG
La coyuntura del bajo nivel de los embalses para la generación hidráulica, que llegó a 32 % en el primer trimestre de 2020, aunado a unos precios de GNL inferiores a los de gas nacional, dio como resultado una mayor participación del sector térmico a gas en el abastecimiento de energía eléctrica nacional, principalmente durante el primer semestre del año, lo que llevó a SPEC LNG a alcanzar la cifra más alta de regasificación (214,1 Mpc en un día) desde su inicio de operaciones.
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| La participación de SPEC LNG en el sistema energético nacional durante 2020 fue fundamental para darle la confiabilidad necesaria en eventos críticos de baja hidrología, y le permitió al país aprovechar unos precios bajos de GNL para generar ahorros importantes en los costos de energía.
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Declaratoria de producción 2021-2030
Declaración de producción de gas natural 2021-2030
Gbtud
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La PP total declarada evoluciona con ajustes informados por los operadores de los campos. El cuadro muestra el comparativo de las cifras de la versión 2020 (2020-2029) versus la de 2021 (2021-2030).
La Producción Total Disponible para la Venta (PTDV) en la declaratoria de 2021 permite evidenciar un pico máximo en enero de 2025 con 620 Gbtud.
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Evolución potencial de producción 2020 vs. 2021Gbtud
Potencial de producción por campo-Gbtud
Dadas las proyecciones de los potenciales de producción de la declaratoria de 2021, en la siguiente década es altamente probable que se llegue a presenciar el agotamiento de Cusiana, uno de los grandes campos en la historia del gas natural del país.
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| Lo mismo sucedería con otros campos de menor trascendencia para el sector, como los de Gibraltar, Clarinete, Nelson y Pandereta, entre otros.
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