jueves, agosto 18, 2022

Reapertura del proceso de selección del inversionista a cargo de la Terminal del Pacífico en Colombia ¿Qué ha cambiado?

Desde hace más de una década, en Colombia se discute la necesidad de aumentar la confiabilidad y seguridad del abastecimiento del suministro del gas natural y, para ello, desde la política pública, el Ministerio de Minas y Energía ha priorizado el desarrollo de diferentes proyectos para la ampliación de la infraestructura de transporte de gas existente y la construcción de nuevos proyectos.

Entre estos nuevos proyectos está la Infraestructura de Importación de gas del Pacífico, que constaba de (i) una planta de regasificación en Buenaventura en el departamento del Valle del Cauca, con una capacidad de regasificación no menor a 400 MPCD y capacidad de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) no menor a 170.000 m3, y (ii) de un gasoducto que tiene el propósito de conectar esa planta hasta el Sistema Nacional de Transporte con una capacidad de transporte no menor a 400 MPCD.  

Para el desarrollo y ejecución de dicho proyecto se le encargó a la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) el diseño de un proceso para la selección del inversionista que se haría cargo de la construcción y ejecución del proyecto, así como de la prestación de los servicios asociados a la misma, tales como descargue, recibo y almacenamiento de GNL, regasificación, carga de carrotanques de GNL, trasvase de GNL a buques metaneros y puesta en frío, y entrega del gas natural en el Sistema Nacional de Transporte.

Luego de varios años en espera, el año pasado, Colombia finalmente lanzó el proceso de selección; sin embargo, pese a existir aproximadamente 7 interesados en el mismo, el proceso se declaró desierto en octubre pasado ya que ninguno presentó una oferta vinculante.  

En una entrevista exclusiva, GNL GLOBAL conversó con Mónica Torres, abogada y asesora de proyectos y empresas del sector energético de Colombia, quien destacó las características de este proyecto de importación, sus objetivos, los temas regulatorios, los factores que afectaron el proceso pasado, así como los intereses del gobierno colombiano en abrir nuevamente el proceso de selección.

Posibles factores que afectaron el proceso de selección del inversionista

De acuerdo con Torres, uno de los principales factores asociados a la falta de propuestas en el proceso licitatorio pasado están vinculados a los riesgos asociados al proyecto. 

“Este es un proyecto con altos riesgos de tipo social, ambiental, técnico y normativos. El análisis y la ponderación de esos riesgos por parte de los inversionistas incidieron en la decisión de no presentar ofertas vinculantes. Con respecto a la ubicación geográfica, es posible que se encuentren comunidades y territorios protegidos. También, en lo ambiental, pueden presentarse afectaciones de tipo ambiental por el impacto sobre los manglares, la fauna local, en la calidad del agua, entre otros. Asimismo, en lo técnico, el proyecto se enfrenta a la probable necesidad de aumentar la profundidad del canal principal del acceso al Puerto de Buenaventura para atracar la FSRU, se presentan también condiciones de geotecnia que no son conocidas en el sector, y hay amenaza sísmica potencial. 

Finalmente, en lo jurídico, el proyecto ha tenido resistencia y se han presentado algunas acciones en contra del proyecto y del marco normativo que lo sustenta, así como existen algunos vacíos normativos que generaban dudas.

Recordemos que este proyecto se ejecutará a riesgo del inversionista. Es decir que, como derivado del proceso de selección no existirá un vínculo contractual con el Estado colombiano que le permita al inversionista distribuir dichos riesgos, el Inversionista es el único que tiene la carga de controlarlos, maniobrarlos y, en caso de que se materialicen de tal forma que se presente un incumplimiento de cualquier tipo, será el inversionista el llamado a mitigarlos o asumirlos.”

Interés de Colombia de tener una segunda terminal de GNL

Conversando sobre el interés del gobierno colombiano de licitar el desarrollo de esa infraestructura, Torres enfatizó que el interés era uno solo, y estaba basado en garantizar el abastecimiento de gas natural del país en un mediano plazo.

“Las reservas en el país han venido disminuyendo en la última década, y es necesario cubrir las necesidades de la demanda de gas natural. Colombia cuenta con una cobertura a diciembre del año 2021 de más de 10,6 millones de usuarios conectados al Sistema Nacional de Transporte, que son atendidos con gas natural entre usuarios residenciales, industriales y comerciales. Para que el lector se haga a una idea, en Colombia aproximadamente el 80% de hogares constituyen la demanda residencial de gas natural, hay más de 190 mil usuarios comerciales representados en pequeños negocios, y más de 5 mil usuarios industriales que utilizan este energético como materia prima de sus procesos productivos.

Además, Colombia es líder en la región en la implementación de políticas tendientes al logro de los objetivos de la transición energética. En ese sentido, la integración de los proyectos de generación con energías renovables (sol, viento, hidrógeno, otros) requiere del apoyo del gas natural para poder otorgar la suficiente confiabilidad al suministro de energía eléctrica.

En la actualidad, Colombia cuenta con reservas de gas suficientes para los próximos 8 años; sin embargo, la incertidumbre sobre las posibilidades de que a partir de mayo de 2026 se presente un déficit e inicie un periodo de pérdida de autosuficiencia, llevó a que las entidades encargadas revisaran e identificaran las falencias del proceso de selección del inversionista, para promoverlo nuevamente el proceso de selección del inversionista. 

Es importante resaltar que se proyecta que Colombia cuenta con un potencial de reservas probables y posibles off shore, así como derivadas del desarrollo de yacimientos no convencionales a través del fracturamiento hidráulico. Pese a esto, estas reservas solo se viabilizarán en el mediano y largo plazo (después del 2027), por lo que es posible que el Gobierno Nacional considere que la infraestructura de importación sea un salvavidas de corto plazo.”

Nuevas acciones para el re-lanzamiento del proceso de selección este año

A pesar de los resultados del proceso en 2021, el Gobierno Colombiano ha puesto en marcha algunas acciones este año que apuntan a un relanzamiento del proceso, ¿cuáles han sido esas acciones?

” Por un lado, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha propuesto algunas modificaciones a la regulación que soporta el proceso de selección y que viabiliza el ingreso regulado a través del cual se reconoce el retorno de la inversión realizada por el inversionista seleccionado. Por el otro, la UPME hizo una revisión de los documentos de selección, de su contenido, y ha propuesto algunos cambios sobre el proceso de selección que, podría afirmarse, refleja una mayor alineación con la regulación de la CREG, así como ofrece mayor claridad sobre el proyecto. Estos documentos han sido publicados para que los interesados presenten comentarios hasta el próximo 5 de agosto. Y, finalmente, el Ministerio de Minas y Energía está revisando las Fechas de Puesta en Operación (FPO) de todos los proyectos que mencionamos anteriormente, que buscan la ampliación de la infraestructura de transporte de gas existente y la construcción de nuevos proyectos como el de la infraestructura de importación del pacífico.”

Cambios en el nuevo proceso de selección con relación al proceso anterior

Sobre los cambios o diferencias entre el proceso de este año y del año pasado, Torres explicó: “Se hicieron varios cambios, entre los que podemos resaltar los siguientes:

  • La capacidad de almacenamiento de la terminal ya no será 100.000 m3, sino 200.000 m3.
  • La fecha de puesta en operación de la infraestructura seguirá siendo 58 meses contados a partir de la selección que la UPME haga del inversionista a cargo del proyecto, pero se ha propuesto que la fecha máxima para la entrada en operación ya no sea en diciembre de 2024, sino en abril de 2026.
  • Hay algunos aspectos que se extrañaban en la anterior convocatoria y en la regulación, relacionados con el heel o gas de talón necesario para la operación segura de la infraestructura, así como con el gas necesario para operar la infraestructura, para empaquetamiento, para las pruebas de puesta en operación, y para reponer las pérdidas por evaporación (boil off gas). Al respecto, la UPME hizo mayor claridad en que la responsabilidad sobre la adquisición de este gas será por cuenta y riesgo del Inversionista seleccionado por la UPME quien deberá encargarse de la adquisición de ese gas, por su propia cuenta y riesgo, y debe adquirirse hasta 90 días antes de la puesta en operación de la infraestructura. El costo de esta adquisición será reconocido en el ingreso regulado que le sea aprobado al inversionista.
  • Para el seguimiento y verificación del cumplimiento de la etapa de construcción por el Auditor que sea asignado para ello, se estableció un cronograma del proyecto, indicando cada uno de los hitos o eventos que lo componen y que son definidos por la UPME (no por el inversionista). Para esto, en los Documentos de Selección se establecieron diferentes hitos con fechas máximas de cumplimiento y que tienen que ver con todos los aspectos que son necesarios para realizar la construcción, tales como obtención de seguros, firma de contratos, obtención de permisos, consulta previa, derechos de usos de terrenos, entre otros.
  • Antes, el proponente debía acreditar la experiencia exigida con uno o dos proyectos de infraestructura que hubiesen sido ejecutados por aquel y cuyos valores sumados resultaran en US$700.000.000. Este valor se mantiene y el número de proyectos también, pero ahora, esta experiencia podrá acreditarse por el proponente, o por sus filiales, matrices o cualquier miembro del grupo económico del proponente.
  • El valor de la garantía de seriedad como requisito para participar en el proceso de selección pasó de US$49.000.000 a US$2.000.000.
  • Los incentivos que se habían creado para poner en operación total o parcial la infraestructura de manera anticipada continúan vigentes, aunque en los documentos de selección se creó un procedimiento que otorga mayor claridad sobre la manera en la que el Inversionista debe solicitar el reconocimiento del pago parcial de la inversión por la entrada en operación anticipada parcial de la infraestructura. 
  • La cesión de los derechos y las obligaciones derivadas del Proyecto estaba permitida, pero no se conocían de manera clara las reglas y procedimientos para el efecto. La UPME en los documentos de selección ha incluido reglas al respecto.”

¿Quién pagará la infraestructura?

Uno de los aspectos que más resistencia y duda ha generado el proyecto ha sido la falta de respuesta a la pregunta ¿quién pagará la infraestructura?

Al respecto, Torres dijo, “Al inversionista se le reconocerá un ingreso regulado que le garantizará el retorno de su inversión, por lo que no asumirá el riesgo de demanda. Ahora, el pago de dicho ingreso lo harán los beneficiarios del proyecto que sean definidos por la UPME, esto es, por toda la demanda de gas natural del país, y se cobrará a través de la factura del servicio de gas natural a través del componente que remunera la actividad de transporte. Y la carga de pago de esos beneficiarios se disminuirá en proporción a las compras que realicen los agentes del mercado de capacidad, denominados “ingresos de corto plazo”.

Ahora bien, los beneficiarios de los proyectos serán los usuarios finales o los comercializadores que atiendan usuarios finales, que sean identificados por la UPME como tal (beneficiarios), y pagarán la infraestructura en proporción al volumen de gas natural que usen; sin embargo, esa proporción por región o mercado sigue sin conocerse de manera oficial.

Asimismo, todavía no está claro cómo podrán participar los agentes del mercado mayorista de gas interesados en importar gas y utilizar la capacidad de regasificación y de transporte para comercializar dicho gas en el mercado nacional. La regulación relacionada con la manera en la que se realizará la asignación o compra de los servicios asociados a la infraestructura no se ha expedido.”

Teniendo en cuenta el escenario actual del mercado internacional de GNL, ¿cómo podría afectar esa coyuntura al proyecto? 

Torres señaló, “Los precios altos del GNL pueden ser un factor determinante en el proceso de importación de gas natural en Colombia, tanto para la entrada en operación de la infraestructura, como para la operación misma. Cuando el proyecto en el Pacífico se concibió hace 5 años, los precios del GNL en el mercado internacional eran mucho más favorables. Por lo que, se afirmaba que, si bien el gas importado sería más costoso que el gas local, este acarrearía importantes beneficios, sobre todo a regiones del Pacífico colombiano que en la actualidad pagan el gas más caro del país.

En la actualidad no se conoce un análisis público del impacto económico que el precio actual del GNL en el mercado internacional tendría en el precio del servicio de gas en Colombia. Sin embargo, como lo mencioné anteriormente, esta infraestructura tiene el propósito de asegurar el abastecimiento en el mediano plazo. Por ello la UPME y el Gobierno Nacional concluyeron que es más costoso no contar con la infraestructura cuando el desabastecimiento ocurra, que contar con ella cuando, en vez de desabastecimiento, el potencial de producción de gas natural se materialice.

En cualquier caso, no puede negarse que el GNL durante la actual crisis energética causada por la guerra entre Rusia y Ucrania ha jugado un papel determinante para garantizar el suministro de energía de manera confiable y segura, y esto ha impulsado el aumento de las importaciones y una recuperación de la demanda en el mercado internacional después de la coyuntura del Covid-19. Esperemos que la tendencia al alza de los precios merme y con ello se beneficie el Proyecto.

¿Cuándo se abrirá formalmente el proceso de selección?

De acuerdo con la información publicada por la UPME el viernes 15 de julio pasado, la UPME proyecta publicar la versión final y definitiva de los documentos de selección del inversionista el 17 de agosto de 2022.

Mónica Torres
Mónica Torres
Torres cuenta con más de 10 años de experiencia asesorando proyectos y empresas del sector energético, en los subsectores de gas y energía eléctrica en materias relacionadas con regulación económica, servicios públicos, derecho corporativo y contractual.
Torres es Counsel de la Firma CMS Rodríguez-Azuero para el equipo de Energía y Cambio Climático. Es abogada y tiene posgrados en Derecho Comercial y Financiero de la Universidad Sergio Arboleda y Derecho de las Contrataciones Internacionales de la Universidad Externado de Colombia, y actualmente cursa una maestría en Gestión Energética de la Universidad Sergio Arboleda.

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