El paso se da en firme, pues por dos años se desempeñó como viceministro de Energía, cargo en el que “colideró” los aspectos relacionados con la transición energética para aumentar la participación de fuentes renovables no convencionales con la expectativa de que lleguen a 12 % de la matriz en 2022.
 
En su hoja de vida reposa experiencia como economista en el Fondo Monetario Internacional en asistencia técnica en políticas públicas para las industrias extractivas, en donde estuvo 10 años y cargo por el que conoce al hoy presidente Iván Duque. EL COLOMBIANO habló con Mesa sobre los retos que vienen por delante y temas de preocupación.

El fracking ha sido fuente de polarización, ¿por qué apostar por este modelo?

“La instrucción siempre fue que los yacimientos no convencionales se pueden explorar siempre que se haga sostenible con el medio ambiente y las comunidades, por eso convocamos la comisión de expertos (...) su recomendación es avanzar en unos proyectos pilotos de investigación integral de manera que la institucionalidad pueda cumplir con los estándares técnicos ambientales y sociales, eso es lo que hemos venido haciendo”.

¿En qué va el proceso?

“En febrero, siguiendo estas recomendaciones, publicamos un decreto marco, para los proyectos piloto y estamos trabajando articuladamente con los ministerios de Ambiente, Interior y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para sacar los otros actos administrativos que serían: el reglamento técnico, que le compete a Minenergía, ya salió a comentarios, seguramente tendrá una versión definitiva en los próximos días; los términos de referencia ambientales, porque habría un proyecto de licenciamiento ambiental para los pilotos ya salió a comentarios (Minambiente); un tema contractual, con la ANH, está en el mismo proceso para sacar una versión final y el último acto administrativo es una resolución social, por Mininterior”.

Con este panorama, podría decirse que en 2020, ¿ya se iniciarían los pilotos?

“Dependeremos de las empresas, una vez salga el marco regulatorio, tienen que ir a la ANH y solicitar un área para desarrollar el proyecto piloto. Creo que los actos administrativo deberían quedar en firme en dos meses”.

En términos de petróleo, ¿en qué vamos?

“Cuando llegamos teníamos 5,7 años de crudo, en el 2018 lo incrementamos a 6,2 años y en el último reporte se subió ligeramente a 6,3 años; sigue siendo poco porque si seguimos consumiendo al ritmo que lo hacemos se nos acaba en menos tiempo”.

¿Qué se va a hacer?

“Hay grandes apuestas: la reactivación del sector, cuando llegamos al ministerio encontramos que en 5 años no se había firmado un solo contrato de exploración y producción, y eso se veía reflejado en reservas, ya firmamos 26 contratos y convertimos 5 contratos técnicos de evaluación y análisis a producción, en total firmamos 31; la exploración costa afuera (...) y los yacimientos no convencionales, pero primero tenemos que pasar el proceso de pilotos (...) y ahora vamos a hacer otra ronda del proceso permanente de asignación de áreas, desde octubre, en los podría haber también resultados de gas”.
 
¿Y las reservas de gas?

“En el último informe de reserva, bajaron de 9,8 a 8 años y aunque tenemos grandes fuentes en el mediano y largo plazo, que son las cuencas costa afuera, con las adjudicaciones de seis bloques en el 2019 para exploración y producción, se demoran, porque se pueden tomar 5 a 7 años y el otro gran potencial es no convencionales pero ahí estamos muy enfocados en los pilotos de investigación integral.

En el corto plazo la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) dice que puede haber un escenario a 2024 en el que no tengamos suficiente gas para mercado doméstico, en este momento todo el gas que se produce en Colombia se utiliza, solo tenemos una planta de regasificación en el Caribe para atender demanda de generación térmica”.

¿En qué va la regasificadora del Pacífico?

“Publicamos los documentos a comentarios para la selección de un inversionista hasta el 17 de julio, con requisitos técnicos, jurídicos y financieros, para esa convocatoria y se publicaron tanto para la planta de regasificación, como para un gasoducto de Buenaventura hasta Yumbo.

La idea es sacar los pliegos, de manera definitiva antes de que se acabe julio y uno pensaría que se puede adjudicar ese proyecto en el primer trimestre de 2021. Estamos hablando de 400 millones de pies cúbicos día y esa es la misma capacidad para el gasoducto. Podemos estar hablando de una infraestructura de 350 millones de dólares sólo para la planta, y para el gasoducto, otros US$250 millones”.

Colombia se ha reconocido por tener una matriz limpia pero concentrada y vulnerable, ¿qué hacer?

“El presidente Duque dijo que necesitamos diversificar y complementar la matriz, y que lo hagamos con energía renovable no convencional (eólica y solar). La meta del Plan Nacional de Desarrollo era pasar de 50 megavatios de capacidad instalada a 1.500 y ya tenemos proyectos adjudicados por 2.500.

La matriz va a pasar de tener menos del 1 % a 12 % a 2022 y mucho de eso va a tener menor participación la hidroeléctrica. En este momento hay 14 proyectos de renovables no convencionales”.

¿Cuánto significa esto en inversiones?

“Los 2.500 en inversiones son aproximadamente 3.000 millones de dólares, cerca de 10 billones de pesos en total, de esos entre 7,5 billones y 8 billones son en La Guajira. Este año se entregarán El Paso, 87 megavatios, y La Loma, que suma 100”.

Antioquia se lamenta por el proyecto de energía eólica Jepírachi de EPM, ¿qué decir sobre esto?
 
“Jepírachi, con el que EPM fue pionero en generación eólica en el país, lleva más de 15 años, ha sido muy exitoso, pero la tecnología ha cambiado de manera drástica en este periodo (...) hoy habría que hacerle una especie de reconversión o actualización para que pueda operar (...) pero sacamos una resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) para que proyectos con tecnologías anteriores estén habilitados hasta que entren los nuevos y que este y otros tomen una decisión, comercial y financiera, si vale la pena invertir”.

¿Cómo ve el futuro de Hidroituango?

“La última declaración es que EPM va entrar al principio de 2022, con las obligaciones de energía está en los tiempos regulatorios (...) Cuando un proyecto recibe obligaciones de entregar energía en firme, por el cargo por confiabilidad hay una fecha de entrada que en este caso era diciembre de 2021, pero hay un periodo de un año, en el que pueden entrar y simplemente hay que actualizar las garantías. Se declara un incumplimiento si no entran en ese plazo.

Fuente: El Colombiano - Colombia