El desarrollador privado que reactiva los planes de GNL en el Pacífico colombiano

Andes Energy, con sede en Cali, está avanzando con sus planes para instalar una terminal de regasificación y una termoeléctrica asociada en Buenaventura, en la costa del Pacífico de Colombia. 

El presidente de su directorio, Manuel Tenorio, cuenta a BNamericas por qué el país necesita el proyecto y explica cómo podría acelerarse mediante una subasta de contratos de energía firme.

BNamericas: ¿Qué significa para el proyecto Andes Energy Terminal que Black & Veatch haya terminado los estudios de factibilidad?

Tenorio: El gobierno ha sido un poco oscilante en el tema del gas. Comenzó [en 2022] diciendo que va a importar gas de Venezuela. Después sacan dos concursos de convocatorias para una regasificadora en el Pacífico con unas condiciones imposibles de cumplir y de hacerla bancable. No era financieramente sostenible ese proyecto y por eso no apareció nadie, aunque el proyecto es necesario. 

O sea, nosotros vimos desde siempre que el desabastecimiento de la región suroccidental de Colombia y el alto costo que tiene traer gas desde el norte hacen necesario este proyecto. El gas de los pozos offshore va a tener precios muy altos, e importar gas de Venezuela tampoco va a ser barato, ya que la mayor parte de las reservas están casi en Guyana, al otro lado del país. 

Dada la situación económica en que Venezuela está sumergida y las sanciones internacionales, veo muy difícil que se llegue a hacer o a permitir un contrato de explotación conjunta con [la estatal colombiana] Ecopetrol y que luego traigan ese gas a Colombia. 

BNamericas: Entonces, ¿traer GNL por la costa pacífica es la opción más factible de garantizar el suministro de gas en el país?

Tenorio: Así es. Se necesita porque ya Ecopetrol reconoció que a partir del año entrante habrá déficit de gas en Colombia. O sea, vamos a tener que importar más del que ya estamos importando. Tenemos unos tres años para construir el proyecto porque el déficit grande viene a partir de 2027. Entonces, el proyecto lo hemos seccionado por partes, de tal manera que existe una primera fase en la que se trae gas y se atiende a la industria del suroccidente a través de lo que se llaman virtual pipelines, o camiones, mientras se vuelve operativo el gasoducto.  

BNamericas: ¿Se definió la ruta del gasoducto?

Tenorio: Hay varias alternativas. Existe una posibilidad de utilizar un poliducto de [la unidad midstream de Ecopetrol] Cenit, que actualmente lleva combustible de Buenaventura a Jumbo. Ese poliducto se puede volver gasoducto. Cenit está estudiando esa posibilidad y viendo como la limitación legal que tiene Ecopetrol de meterse en el transporte lo afectaría. 

Aunque Ecopetrol puede transportar gas entre los pozos y la red de gas, no puede competirle a la red. Entonces si este abastecimiento se consideraría igual que un pozo, pues podría condicionar ese producto. Están resolviendo eso. Si ellos lo pueden hacer, pues magnífico, si no, hemos pensado en varias alternativas como comenzar con un gasoducto de acero flexible de seis pulgadas. Ese gasoducto se puede hacer rápidamente y el licenciamiento ambiental no es complicado. 

La primera fase es llevar el gas a las industrias y luego, cuando haya un gasoducto, podríamos abastecer las termoeléctricas que están interesadas. Aparte de nuestro proyecto —que contempla una termoeléctrica en Buenaventura—, hay dos otras termoeléctricas que están interesadas en utilizar ese gas. 

BNamericas: ¿Hubo alguna sorpresa en el estudio de Black & Veatch o algo que pueda cambiar el diseño original del proyecto?

Tenorio: No. El estudio de Black & Veatch contemplaba esa alternativa de gas por camión inicialmente en vez de una [unidad flotante de almacenamiento y regasificación] FSRU. Lo que propone es una [unidad flotante de almacenamiento] FSU y un sistema de cargue de camiones en tierra. Poco a poco, en la medida que aparezca el gasoducto, decidiremos si se hace una planta regasificadora en tierra o se trae una FSRU.

BNamericas: Entonces, ¿el proyecto ha ganado un nuevo impulso?

Tenorio: Por supuesto. Además, le hemos dicho al gobierno que no necesita abrir otra convocatoria [para la regasificadora del Pacífico]. Nosotros tenemos aliados estratégicos que están dispuestos a hacer esa regasificadora y ese gasoducto, pero poco a poco, no como estaba planteado. Si se hace poco a poco no se necesita la ayuda financiera del gobierno.

BNamericas: Andes Energy ha señalado que la primera etapa contemplaba una planta termoeléctrica de 270MW. ¿El plan sigue así?

Tenorio: Estamos en ese proceso. Para poder justificar esta inversión de la planta es importante esperar a que el gobierno decida si va a abrir otra subasta de cargo por confiabilidad. En la subasta que hizo el gobierno [en febrero], nosotros no pudimos estar porque exigieron tener definido el punto de conexión y prácticamente todos los puntos de conexión los dieron a proyectos de energía renovable.

Esos proyectos de energía renovable son muy interesantes, pero no te dan la firmeza, o la seguridad, en el sistema que te aporta un proyecto termoeléctrico. El gas definitivamente es el mecanismo más confiable para darle firmeza al sistema.

BNamericas: ¿Y habría todavía una segunda fase en el ciclo combinado de 400MW?

Tenorio: Claro. Esa es la que te permite bajar los costos de producción enormemente. La inversión complementaria que hay que hacer es muy poca. Y la eficiencia, sobre todo en la utilización del combustible, mejora mucho porque combina el ciclo del gas con el ciclo de calor de los exhaustos de la planta con vapor. 

BNamericas: ¿La inversión total sigue rondando los US$600 millones? ¿Cómo se financiará?

Tenorio: Sí, la inversión total es la misma [que la que fue expuesta anteriormente]. En cuanto al financiamiento, tenemos varias ofertas y hay muchos interesados en participar en el proyecto. Pero cuando tú tienes la asignación de cargo, es realmente sencillo. La primera etapa necesita la subasta y necesita asegurar el cargo para que se pueda financiar. Y la segunda etapa ya se financia. Con los valores de la energía actual es perfectamente viable la segunda etapa sin la necesidad de participar en una subasta. 

El financiamiento podría incluir una combinación de los bancos y private equity. Hay bancos que participan, pero generalmente son fondos que invierten en este tipo de proyectos.

BNamericas: ¿Cuándo podría empezar a operar la planta térmica? ¿Cómo va el tema del licenciamiento ambiental?

Tenorio: En el mejor de los casos se empezarían las operaciones en 2026. Esperamos tener las licencias en un año. Nosotros ya tenemos el licenciamiento ambiental en la mitad del camino porque ya tenemos la aprobación por parte de la autoridad nacional ambiental del diagnóstico ambiental de alternativas.

BNamericas: ¿Sigue la búsqueda de otros socios? ¿Cuándo se adjudicaría el contrato de EPC?  

Tenorio: El contrato de EPC es algo que viene siempre atado al socio estratégico. Es decir, el socio estratégico generalmente se encarga de eso. Entonces, hay que esperar a cerrar la alianza con un socio estratégico para poder buscar al contratista conjuntamente. Tenemos conversaciones con dos socios potenciales estratégicos cuyos nombres, por razones de confidencialidad, no puedo revelar ahora. 

BNamericas: ¿De dónde vendría el gas?

Tenorio: Hay muchos proveedores cercanos dispuestos a abastecernos. México tiene unas regasificadoras muy interesantes en la costa oeste, en Baja California. Estamos muy cerca en una ruta marítima, sin la necesidad de pasar por el canal [de Panamá]. También hay una regasificadora en Perú, con quien también hemos estado en conversaciones. Y conocemos el gran abastecimiento que hay en el golfo [de México], que es muy interesante por la infraestructura que tiene.