Gas Natural Licuado a Pequeña Escala: Una Alternativa para Convertir Gas Quemado en Energía Competitiva para Campos Petroleros
Resumen ejecutivo
En 2024, la quema global de gas natural asociado alcanzó aproximadamente 151 bcm, equivalente a cerca del 4% de la producción mundial de gas. Esta ineficiencia representó una pérdida económica estimada entre USD 19.000 y 63.000 millones, además de un impacto ambiental cercano a 389 millones de toneladas de CO₂ equivalente. En un contexto donde el gas natural representa alrededor del 25% del suministro energético mundial, la quema de gas asociado revela una contradicción estructural: la industria necesita más energía confiable, pero aún desperdicia volúmenes significativos de un recurso que podría ser monetizado mediante soluciones tecnológicas disponibles.
Colombia enfrenta una paradoja similar. Mientras el GNL importado se ha consolidado como respaldo crítico para la seguridad energética nacional, aportando cerca del 18% del suministro de gas del país durante 2025, en los campos petroleros se queman o ventean aproximadamente 30–33 MMPCD de gas natural asociado. Esta realidad representa una oportunidad concreta para transformar un pasivo ambiental y operativo en energía útil, especialmente en campos remotos donde el costo de generación con diesel puede alcanzar aproximadamente 0,28 USD/kWh y donde la energía puede representar entre 40% y 65% de los costos operativos del campo.
Esta nota ejecutiva resume los principales resultados de una evaluación técnica y económica orientada a analizar la viabilidad de producir Gas Natural Licuado (GNL) a pequeña escala a partir de gas asociado actualmente quemado en tea, con el propósito de utilizarlo como alternativa de generación eléctrica distribuida en campos petroleros colombianos.
El análisis compara dos modelos de negocio: el suministro de GNL bajo un esquema tipo Gas Supply Agreement (GSA), y el suministro de energía eléctrica bajo un esquema Energy as a Service (EaaS). Los resultados muestran que ambos modelos pueden ser financieramente viables; sin embargo, el modelo EaaS presenta una mayor capacidad de creación de valor al integrar la cadena completa desde la producción de GNL hasta la generación de energía eléctrica.
El problema: gas asociado no monetizado y alto costo energético
La explotación de campos petroleros requiere grandes cantidades de energía. En muchos activos, el consumo eléctrico está asociado principalmente a sistemas de levantamiento artificial, facilidades de producción, tratamiento de fluidos, disposición o reinyección de agua, compresión, bombeo y servicios auxiliares.
En campos alejados del Sistema Interconectado Nacional, esta demanda suele ser atendida mediante autogeneración con combustibles líquidos como diesel, crudo o fuel-oil. Esta condición puede representar una presión significativa sobre los costos operativos del campo, especialmente en activos maduros, campos de crudo pesado o instalaciones con alto consumo energético.
De acuerdo con la evaluación realizada, el costo estimado de generación puede ubicarse aproximadamente en:
| Combustible | Costo estimado de energía |
|---|---|
| Diesel | 0,28 USD/kWh |
| Fuel-oil | 0,22 USD/kWh |
| Gas natural | 0,16 USD/kWh |
Esta diferencia es estratégica. Sustituir combustibles líquidos por gas natural puede reducir el costo de generación eléctrica, mejorar la confiabilidad operativa y disminuir la exposición logística asociada al transporte de diesel hacia zonas remotas.
El desafío es que parte del gas asociado producido en campos petroleros no siempre cuenta con infraestructura de evacuación, tratamiento, compresión o transporte hacia mercados de consumo. Como resultado, este recurso termina quemándose en tea, convirtiéndose en una externalidad ambiental y económica.
La oportunidad consiste en transformar ese gas en una fuente energética útil, transportable y comercializable.
La oportunidad: GNL distribuido para campos petroleros
El GNL a pequeña escala permite monetizar volúmenes de gas que no justifican grandes proyectos de infraestructura convencional, como gasoductos de larga distancia o plantas de licuefacción de escala mundial. Su propuesta técnica se basa en instalaciones modulares, relativamente compactas y adaptables a volúmenes de gas asociado en el rango típico de proyectos micro o pequeños.
En términos conceptuales, la cadena de valor puede resumirse así:
Gas asociado → tratamiento → licuefacción → transporte en cisternas → regasificación o generación eléctrica
El principal beneficio del GNL es su alta densidad energética. Al licuar el gas natural, su volumen se reduce aproximadamente 600 veces frente a su estado gaseoso. Esta característica facilita el transporte mediante carrotanques criogénicos, habilitando el concepto de gasoducto virtual para llevar energía a campos petroleros, nodos industriales o zonas con restricciones de infraestructura.
En el contexto de campos petroleros, esta solución puede tener tres aplicaciones principales:
- Suministro de GNL como combustible, para ser regasificado en sitio y utilizado en generación, procesos térmicos o consumo industrial.
- Generación eléctrica distribuida, mediante plantas de generación ubicadas en el campo del cliente.
- Reducción de quema de gas, transformando un pasivo ambiental en un recurso energético monetizable.
Desde una perspectiva de negocio, el GNL distribuido puede contribuir a reducir costos operativos, mejorar la sostenibilidad de los activos, fortalecer la seguridad energética local y extender la vida económica de campos maduros o de alto costo de operación.
Condiciones técnicas del caso evaluado
La evaluación tomó como referencia un campo petrolero colombiano con disponibilidad sostenida de gas asociado quemado en tea. El análisis se realizó con información pública y bajo supuestos técnicos y financieros definidos para estimar la viabilidad de una microplanta de GNL.
Las principales premisas técnicas fueron:
Un aspecto crítico del caso evaluado es la calidad del gas. La presencia de componentes como CO₂ y N₂ reduce el volumen efectivamente licuable y exige unidades de pretratamiento para cumplir especificaciones de licuefacción y evitar problemas operativos en el sistema criogénico. Esto impacta el CAPEX, el OPEX y la eficiencia global de la planta.
Por esta razón, la viabilidad de este tipo de proyectos no depende únicamente del volumen de gas disponible, sino también de su composición, estabilidad de suministro, distancia al mercado objetivo, demanda energética del cliente y estructura contractual.
Bajo esta lógica, el valor del proyecto no depende únicamente de producir GNL, sino de definir cómo se captura económicamente ese valor: vendiendo la molécula como combustible o integrando la solución hasta la entrega de energía eléctrica.
Modelos de negocio evaluados
La evaluación analizó dos modelos de negocio bajo la figura de un desarrollador del proyecto, responsable de financiar, diseñar, construir, operar y mantener la infraestructura.
Modelo 1: Suministro de GNL — GSA
En el modelo Gas Supply Agreement (GSA), el desarrollador produce GNL a partir del gas asociado, lo transporta mediante un gasoducto virtual y entrega el combustible al cliente final. El cliente puede utilizar ese GNL regasificado para generación eléctrica, procesos térmicos u otras aplicaciones energéticas.
Este modelo concentra el negocio en la producción y comercialización del combustible.
Las principales premisas financieras del modelo GSA fueron:
| Concepto | Valor |
|---|---|
| CAPEX microplanta de GNL | USD 36,4 millones |
| OPEX anual estimado | USD 4,6 millones/año |
| Precio de venta del GNL, año 1 | 13,69 USD/MMBTU |
| WACC | 11,58% |
| Estructura de capital | 60% deuda / 40% patrimonio |
| Horizonte | 12 años |
Modelo 2: Energía como Servicio — EaaS
En el modelo Energy as a Service (EaaS), el desarrollador no solo produce y transporta el GNL, sino que también construye y opera la planta de generación eléctrica en el campo del cliente. En este caso, el producto final no es el gas, sino la energía eléctrica vendida en kWh bajo un contrato tipo Power Purchase Agreement (PPA).
Este modelo captura una mayor porción de la cadena de valor, porque integra gas, licuefacción, transporte, regasificación y generación eléctrica.
Las principales premisas del modelo EaaS fueron:
| Concepto | Valor |
|---|---|
| CAPEX microplanta de GNL | USD 36,4 millones |
| CAPEX planta de generación | USD 18,0 millones |
| CAPEX total integrado | USD 54,4 millones |
| Capacidad instalada de generación | 21 MW |
| Producción eléctrica estimada, año 1 | 138 millones kWh/año |
| OPEX generación | USD 0,96 millones/año |
| Tarifa de energía, año 1 | 0,16 USD/kWh |
| WACC | 11,58% |
| Horizonte | 12 años |
Resultados financieros del caso de negocio
Los resultados muestran que ambos modelos generan valor económico bajo las premisas evaluadas. Sin embargo, existen diferencias importantes en magnitud, perfil de riesgo y capacidad de captura de margen.
Resultados financieros del modelo GSA
El modelo de suministro de GNL presenta una rentabilidad positiva a nivel del activo y del accionista.
| Indicador | Resultado |
|---|---|
| VPN del proyecto | USD 6,9 millones |
| TIR del proyecto | 15,28% |
| Payback | Año 6 |
| VPN del accionista | USD 1,63 millones |
| TIR del accionista | 23,59% |
Estos resultados indican que el modelo GSA puede ser una alternativa financieramente viable para monetizar gas asociado, especialmente cuando existe un cliente con demanda energética estable, condiciones logísticas favorables y un precio de venta del GNL competitivo frente a combustibles líquidos.
No obstante, el modelo mantiene una exposición importante al precio comercial del GNL y a la disponibilidad operativa de la microplanta. Una reducción en la disponibilidad o en el precio de venta puede afectar significativamente la creación de valor.
Resultados financieros del modelo EaaS
El modelo EaaS presenta una creación de valor sustancialmente superior.
| Indicador | Resultado |
|---|---|
| VPN del proyecto | USD 16,29 millones |
| TIR del proyecto | 17,42% |
| Payback | Año 5 |
| VPN del accionista | USD 6,78 millones |
| TIR del accionista | 28,52% |
| LCOE estimado | 0,149 USD/kWh |
El resultado más relevante es que el modelo EaaS logra un VPN aproximadamente 2,4 veces superior al modelo GSA. Esta diferencia se explica porque el desarrollador captura el margen de toda la cadena integrada, no solo el margen asociado a la venta del combustible.
Además, el LCOE estimado de 0,149 USD/kWh resulta competitivo frente a la generación con diesel, cuyo costo de referencia se estimó en aproximadamente 0,28 USD/kWh. Esta brecha evidencia el potencial del GNL distribuido para reducir costos energéticos en campos petroleros remotos o sin acceso confiable al Sistema Interconectado Nacional.
Sensibilidad y riesgos principales
Los resultados de sensibilidad muestran que el modelo GSA es especialmente sensible al precio de venta del GNL y a la disponibilidad operativa de la microplanta. Esto significa que su rentabilidad depende, principalmente, de asegurar una tarifa comercial competitiva frente a otros combustibles y de mantener una operación confiable, con alta disponibilidad, bajo nivel de paradas no programadas y una logística criogénica eficiente. En contraste, el precio del gas de alimentación tiene un impacto menor sobre el valor del proyecto, siempre que exista un acuerdo estable de suministro.
En el modelo EaaS, la variable dominante es la tarifa de venta de energía, debido a que el proyecto captura el margen de toda la cadena gas–energía y monetiza el recurso en forma de kWh. La disponibilidad de la planta de generación y el precio del gas de alimentación tienen un impacto más moderado, siempre que el contrato tipo PPA asegure estabilidad de ingresos y niveles de servicio adecuados. En consecuencia, el éxito del modelo EaaS depende de estructurar una tarifa de energía competitiva, garantizar confiabilidad operativa integral y seleccionar clientes con demanda eléctrica estable de largo plazo.
Implicaciones para la industria petrolera
El GNL a pequeña escala puede convertirse en una herramienta relevante para mejorar la eficiencia energética de la industria petrolera colombiana. Su aplicación es especialmente atractiva en campos con alta demanda eléctrica, dependencia de combustibles líquidos, restricciones de conexión al sistema eléctrico nacional y disponibilidad de gas asociado actualmente no monetizado.
Desde una perspectiva de gestión de activos, esta solución puede contribuir a:
- Reducir costos de levantamiento.
- Disminuir producción diferida asociada a fallas o restricciones energéticas.
- Mejorar la confiabilidad del suministro eléctrico.
- Reducir emisiones por quema de gas y sustitución de combustibles líquidos.
- Extender la vida económica de campos maduros.
- Transformar una externalidad ambiental en una fuente de valor.
- Fortalecer la sostenibilidad operativa del sector.
Sin embargo, no debe interpretarse como una solución universal. La escalabilidad del modelo depende de identificar nodos donde el volumen de gas quemado sea suficientemente concentrado, continuo y cercano a clientes con demanda energética relevante. En campos con volúmenes marginales, dispersos o altamente variables, la economía del proyecto puede no justificar la inversión en infraestructura de licuefacción.
Conclusiones
- La producción distribuida de GNL a pequeña escala representa una alternativa técnica y económicamente atractiva para aprovechar gas asociado que hoy se quema en tea y convertirlo en energía útil para campos petroleros.
- El análisis realizado muestra que tanto el suministro de GNL como la venta de energía eléctrica pueden generar valor bajo condiciones adecuadas. No obstante, el modelo Energy as a Service ofrece una ventaja superior al integrar la cadena completa gas–energía, capturar mayores márgenes y reducir la complejidad operativa para el cliente final.
- El mayor aporte de este enfoque no está únicamente en la tecnología de licuefacción, sino en la capacidad de estructurar un modelo de negocio que conecte tres necesidades críticas de la industria: reducción de costos energéticos, monetización del gas asociado y mejora del desempeño ambiental.
- En un entorno donde la competitividad de los campos petroleros depende cada vez más de la eficiencia operativa, la disciplina de capital y la sostenibilidad, el GNL distribuido puede convertirse en una herramienta relevante para transformar gas desperdiciado en energía confiable, competitiva y de largo plazo.
Nota: Los resultados corresponden a una evaluación académica basada en información pública y supuestos técnicos-financieros definidos para un caso de referencia; por tanto, no deben interpretarse como una oferta comercial, compromiso de inversión o evaluación oficial de un activo específico.
Referencias
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