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  • ¿Suficiente oferta de gas para Colombia?

    Gobierno y empresarios buscan alternativas para prever fuentes de suministro para la demanda nacional


    El Gobierno y empresarios del sector minero energético evalúan constantemente la oferta y la cantidad de reservas de los recursos nacionales explotados por empresas nacionales e internacionales en el país, con el objetivo de prever la autosuficiencia nacional, o en dado caso formular ideas de prevención.

    Según Ángela Inés Cadena, Directora General de la UPME, es importante analizar desde ya si en 2022 el sector contará con la cantidad de gas suficiente para que los generadores térmicos puedan respaldar sus compromisos de suministro al Sistema Interconectado Nacional, porque de lo contrario será necesario mirar otras alternativas.

    Para la funcionaria, algunas de las alternativas con las cuales se podría mitigar el impacto podrían ser como por ejemplo la ampliación de la planta de regasificación que se está construyendo en el Caribe colombiano, o la creación de una nueva en otro lugar del territorio nacional.

    Teniendo en cuenta que la demanda de gas no solo se da en el Sector Eléctrico y que según Eduardo Pizano, presidente de NATURGAS, ha incrementado en los últimos años en otros sectores como el residencial, el de movilidad con el gas vehicular, entre otros, los proyectos de exploración continúan para descubrir nuevos yacimientos. Además se concentran los esfuerzos en campos pequeños del país que sumados entre sí podrían constituir un aporte significativo.


    Sin embargo, Amylkar Acosta, ex ministro de Minas y Energía, el sistema no se puede quedar en una zona de confort y debe complementar la eficiencia con la eficacia, preparándose para responder a las demandas y retos del país, en otras palabras, ir más allá de un sistema eficiente.

    De igual manera, debe sumarse a la demanda la exportación que se hace del recurso a países vecinos como Venezuela, frente a lo que Ángela Montoya de ACOLGEN y Alejandro Castañeda de ANDEG están de acuerdo en que el Sector ve con buenos ojos esa actividad porque permite que los inversionistas extranjeros aporten sus capitales para nuevos proyectos de exploración que finalmente benefician al país.

    El problema…

    De acuerdo con Luis Alejandro Camargo Suan, Gerente General de Expertos del Mercado (XM), filial de ISA, la sostenibilidad del sector depende de contar con los recursos necesarios para atender de forma eficiente, limpia, confiable y segura a los usuarios, y armonizar mecanismos de corto y largo plazo que permitan la formación de precios eficientes, promuevan la competencia, ofrezcan liquidez y cuenten con instrumentos de cobertura para una eficiente gestión de los riesgos.

    Desde ya los diferentes actores del Sector Eléctrico colombiano tienen la mirada puesta en los retos que vienen y se están preparando para asumirlos, potenciando la experiencia alcanzada en 20 años de operación después de la puesta en marcha de la Ley Eléctrica que ha brindado seguridad, confiabilidad y eficiencia, garantizando la confiabilidad en el suministro de energía para todos los colombianos.

    El debate de los expertos se generó en el marco del 20 Congreso del Mercado de Energía Mayorista (MEM), celebrado recientemente en la ciudad de Cartagena.


    Fuente: Dinero.com

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  • Colombia contará con una oferta total disponible de gas natural de 292 GBTUD

     

    Agosto 4 de 2017-. Colombia tendrá una oferta total de gas natural importado y nacional de 292 GBTUD* (por su sigla en inglés de la unidad calórica del gas)  para el inicio del proceso de comercialización 2017, de acuerdo con la declaración realizada por los productores-comercializadores y comercializadores de gas importado al Gestor del Mercado de Gas Natural de Colombia, que administra la Bolsa Mercantil.  

    De este total, 50 GBTUD corresponden al gas natural importado que se encuentra almacenado en la Planta de Regasificación de Cartagena y que estará a disposición de los agentes para el suministro de gas natural, desde el 1 de diciembre de 2017 hasta el 30 de noviembre de 2018. También estarán disponibles 177 GBTUD, provenientes de Venezuela, para la venta en firme (cantidad fija diaria entregada durante el periodo señalado), para un total de 227 GBTUD de gas importado en el país. 

    Contratos vigentes

    El pasado 31 de julio, el Gestor del Mercado de Gas Natural publicó en su página www.bmcbec.com.co, el listado de los contratos vigentes en suministro y transporte del mercado primario. Esta información, transparente y oportuna, le permite a los agentes tomar decisiones importantes frente al proceso de comercialización. 

    Con relación al Gas Natural que se produce en Colombia, la oferta total proveniente de los cinco campos que declararon productores-comercializadores al Gestor del Mercado de Gas Natural, antes del 31 de julio de 2017, es de 65 GBTUD, para el primer año del proceso de comercialización, mencionado con anterioridad”, dice Rafael Mejía López, Presidente de la Bolsa Mercantil de Colombia.

     

    Finalmente, vale recordar que la Bolsa Mercantil en su calidad de Gestor del Mercado de Gas Natural es responsable de recopilar, centralizar y hacer pública la información transaccional y operativa del sector.

    * GBTUD: Giga British Thermal Unit por día. Unidad de medida del gas natural

     

  • Para 2018 habrá un faltante de 190 millones de pies cúbicos de gas: ACP

    Hizo un llamado al Gobierno para que se busquen soluciones de corto plazo, honrando los contratos y respetando las reglas del juego.

    “Si no se honran los contratos y se respetan las reglas del juego, se pone en riesgo la produccion de gas a futuro”, advirtió Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) en un evento sobre los hidrocarburos.

    Para el dirigente gremial se “deben buscar opciones para solucionar la situación de coyuntura, pero con mucha responsabilidad y cabeza fría, y no bajo presiones políticas. La solución no es que paguen unos a costa de otros, como algunos infortunadamente creen”.


    Respecto a la oferta de gas del país, Lloreda señaló que “en 2015 la oferta de gas será de 1.200 millones de pies cúbicos, pero para 2018 tendremos un déficit de 190 millones, y para 2021 un déficit de 345 millones de pies cúbicos”.

    El presidente de la ACP prendió las alarmas sobre la difícil situación que afronta el sector del gas en Colombia, “tenemos un problema serio de oferta y demanda de gas (…) entre los años 2015 y 2028 las reservas probadas declinarán 5 por ciento anual; es ecir, un déficit a partir de 2018, y en la Costa Atlántica a partir del año 2017”.

    Lloreda advirtió que “las reservas de gas son limitadas y están decreciendo y la solución debe ser integral, de lo contrario, preparemonos para ser importadores de gas, pagando precios mucho más altos que los actuales”.

    El representante del gremio que agrupa a las compañías de hidrocarburos con actividad en el territorio nacional indicó que una solución al problema que enfrenta el sector tiene contemplar una exploración y produccion de gas con reglas justas, claras y estables, solucionar los cuellos de botella en materia de infraestructura de transporte, y facilitar las pruebas, para llegar luego al consumidor”.
     

    Remarcó que actualmente hay 23 proyectos de producción de gas en evaluación, la mayoría en la Costa Atlántica. "Si resultan positivos, tendremos una oferta adicional de gas, lo que sería una muy buena noticia para el país y para la Costa, pues permitiría ampliar la oferta de gas, aunque la solución de abastecimiento de mediano y largo plazo está en los yacimientos no convencionales y Costa Afuera, lo que requerirá inversiones muy cuantiosas. De ahí la importancia de tener reglas del juego claras y estables".


    Fuente: Elespectador.com

  • ¿Cuánta Energía necesita Colombia en el futuro?

    La demanda de gas natural en el país crecerá en aproximadamente un 40% para el 2035, pero se necesita garantizar el desarrollo de más proyectos de exploración y suministro.
     
    Según la CEPAL, la población en Latinoamérica aumentará un 20%, llegando a 750 millones de personas en el 2035, unos 170 millones más de habitantes. En Colombia el crecimiento poblacional implica que el número de habitantes aumente en 17 millones, llegando a 60 millones en 20 años.
     
    Para el presidente de Chevron, Javier de la Rosa, ese comportamiento demográfico en el país viene acompañado de un aumento en la clase media, que continuará creciendo gracias a que la pobreza ha disminuido en Colombia, lo cual generará una mayor demanda de energía.
     
    Por tal motivo el directivo señaló que no es aventurado afirmar que en Colombia se necesitarán recursos energéticos adicionales para cumplir con los desafíos que conlleva el mantener la tendencia de crecimiento económico del país.
     
    Para poder cumplir con ese objetivo, es necesario continuar avanzando en los proyectos de exploración y producción de gas que garanticen la sostenibilidad del sector, es necesario que la inversión internacional tenga confianza en materia regulatoria, pues infortunadamente algunas decisiones externas se ven frenadas por temor a cambios en las reglas de juego.
     
    Según un estudio de la Universidad Nacional, los volúmenes de reservas de gas por descubrir en Colombia, podrían ascender a 234 Terapies cúbicos. Sin embargo, si Colombia se queda cruzada de brazos, tendría reservas hasta el año 2023 de 1.000 millones de pies cúbicos, motivo por el cual es necesario seguir desarrollando estrategias que garanticen un aumento en la exploración y producción gasífera del país.
     
    De acuerdo a las previsiones del directivo de la Rosa, el costo estimado de producción del gas natural podría tener un incremento de más del 50%, considerando especialmente que para liberar nuevos recursos de gas natural, se deberá trabajar en regiones no-tradicionales, lo que implicará mayores niveles de inversión y riesgo para su desarrollo.
     
    Los nuevos estándares de inversión
     
    Las proyecciones de la inversión que llegará a la región durante los próximos 20 años, apuntan a que la industria necesitará invertir más de US$1 billón en Latinoamérica para suplir las necesidades energéticas de aquí al 2035.
     
    Sin embargo la pregunta que impera es si Colombia está preparada para atraer esos niveles de inversión, la disponibilidad y la sostenibilidad de su sistema energético.
     
    Al respecto, el presidente ejecutivo de Naturgas, Eduardo Pizano, señaló que teniendo en cuenta que el país no es muy atractivo geológicamente, se deben tener unas condiciones jurídicas serias y estables, con impuestos razonables y competitivos frente a otros países, porque equivocarse en alguna de esas variables puede significar una estampida en la inversión.
     
    “Ecopetrol puede hacer la tarea en un 20%, pero el resto lo deben hacer los inversionistas privados, y Colombia debe tener unas condiciones competitivas o de lo contrario perderemos esos inversionistas. Necesitamos esas compañías en Colombia”, insistió.
     
  • ¿Otro enorme yacimiento de gas en Israel? "Abaratará la energía"

    Isramco Negev Ltd. y Modiin Energy LP anunciaron que han encontrado una reserva de gas natural en el Mar Mediterráneo similar en tamaño al yacimiento de Tamar, que es la actual fuente principal de gas de Israel. Las empresas indicaron que la probabilidad oscila en el rango del 24 al 57 por ciento.
     
    El conglomerado expresó que los datos indican que la reserva de los yacimientos Daniel Este y Daniel Oeste se pueden estimar en 8.9 billones de pies cúbicos de gas; en tanto que el sitio Tamar pose 9.9 billones de pies cúbicos, y Leviathan, que aún no está produciendo gas contiene cerca de 22,9 billones de pies cúbicos. Los sitios Daniel consisten en diez estructuras separadas, cada una de las cuales requerirá por separado una perforación (lo que será mucho más caro), a diferencia de Tamar y Leviatán, que cada una conformaba una sola estructura.
     
    El anunció cayó de sorpresa en la Bolsa de Tel Aviv, las acciones de
    Aramco subieron un 8,46 por ciento, mientras que las unidades de Modiin treparon un 465 por ciento.
     
    Los yacimientos Daniel Este y Daniel oeste se encuentran en aguas profundas a cien kilómetros de la costa cerca del límite con la zona económica marítima exclusiva de la Franja de Gaza.
     
    Isramco, que también tiene un porcentaje de Tamar, posee el 75 por ciento de Daniel. Modiin Energy, tiene un 15 por ciento (con opción a otro 10 o 15 por ciento).
     
    APT Petróleo y Gaz y otra firma, AGT, tienen cerca del cinco por ciento cada una.
     
    ATP, una empresa con sede en Houston, Texas, está en dificultades económicas desde 2012 y se encuentra en proceso de disolución tras declarar la quiebra.
     
    Confirmar la existencia de gas precisará perforaciones con un costo de decenas de millones de dólares.
     
    El descubrimiento del yacimiento podría cambiar sustancialmente el mercado energético israelí y abaratar el consumo del gas. “Si el potencial es realizado, el hallazgo podría alentar la competencia del gas israelí”, expresó Tzahi Sultan, uno de los accionistas de Modiin Energy.
     
    HidrocarburosBolivia.com
  • ¿Por qué hay desabastecimiento de gas natural en Colombia?

    Un análisis hecho por Acolgen
     
    La demanda ha aumentado 57,2% entre 2009 y 2013. Se requiere subir los niveles de producción, de lo contrario sería inevitable un racionamiento, incluso del gas residencial.
     
    Con el ánimo de buscar soluciones estructurales al problema de desabastecimiento de gas al que se enfrenta el país, ya sea por falta de gas o por falta de capacidad de transporte, es necesario analizar las razones que lo causan y los impactos que aquél tiene sobre los sectores críticos, como el industrial y el termoeléctrico.
     
    El Ministerio de Minas y Energía, con la expedición del decreto 2100 de 2011, que buscaba promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural, y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), con la definición de los mecanismos de comercialización de gas natural, buscaban la generación de una regulación moderna y, en principio, acorde a las necesidades de cada uno de los segmentos de la demanda de gas. Desafortunadamente, desde entonces las condiciones del mercado han ido cambiando y hoy por hoy requieren complementar este marco normativo para asegurar la atención plena de la demanda, la cual ha aumentado 57,2% entre 2009 y 2013.
     
    Actualmente, el consumo interno de gas natural equivale a 1.100 Gbtud constantes y una necesidad temporal de gas natural de 390 Gbtud. 
    El aumento rápido en la demanda, que representa un crecimiento interanual de 9,1%, se vio reflejado en todos los sectores, aunque se destacan el residencial, con 39,3%; la refinería, con 37,9%, y la industria, con 21,8%. Se trata de un indicador que refleja el crecimiento del país, que es indicador de la sustitución de combustibles líquidos para el transporte y la industria, y el aumento del acceso a un recurso energético eficiente para los hogares colombianos.
     
    La generación termoeléctrica presenta dos necesidades importantes de gas natural: un consumo constante que se requiere regularmente para complementar la generación térmica (que hoy asciende a 300 Gbtud) y el consumo temporal y variable (que se estima en 390 Gbtud) y que se produce cuando las condiciones hidrológicas son extremas y la generación hidráulica requiere un mayor complemento de las plantas térmicas para garantizar la confiabilidad del sector eléctrico.
     
    Y aunque esta creciente demanda energética usualmente se asocia a mayores niveles de desarrollo e industrialización, la realidad es que hoy la oferta disponible de gas natural es inferior a las necesidades de todos los agentes económicos del país. Este déficit se comenzó a hacer evidente hace unos años, cuando al sector termoeléctrico se le negó la posibilidad de acceder a gas flexible y fue forzado a respaldar sus Obligaciones de Energía Firme con combustibles líquidos. Esta obligación implicó un esfuerzo adicional para el sector eléctrico, el cual tuvo que construir puertos, acondicionar carrotanques y tanques de almacenamiento y reformar la cadena de abastecimiento para que el país siempre tenga el 100% de la energía que necesita.
     
    El hecho de que el sector termoeléctrico tuviera que respaldar la generación con combustibles líquidos afecta la competitividad de las tarifas de energía eléctrica, pues las tarifas tienen como referencia un combustible que es hasta seis veces más costoso que el gas natural. Así pues, resulta apenas lógico que los generadores busquen tener respaldo de su confiabilidad en un combustible más económico y generar más electricidad con gas para favorecer las tarifas que los usuarios y la industria pagan en su factura de energía eléctrica.
     
    Sin embargo, la insuficiente oferta de gas natural (que, de acuerdo con los productores, en 2014 corresponde a un potencial de producción promedio de 1.100 Gbtud para los próximos 10 años) va a obligar a que un segmento de la demanda que no es considerada esencial no tenga acceso a este combustible. Estarán tanto los industriales como los generadores térmicos. Para el período 2015 hay una disponibilidad para contratar gas de 1.094 Gbtud.
     
    Sin embargo, tan sólo hay 330 Gbtud disponibles para la venta, pues la producción comprometida con contratos previamente celebrados llega en promedio a 764 Gbtud. Si a esta escasa oferta se adicionan las restricciones de transporte de gas que afectan principalmente la venta de gas de los campos del interior del país, la oferta definitiva disponible en el país corresponderá a 187 Gbtud, lo que implica un desabastecimiento de gas natural para la demanda que consume continuamente este combustible.
     
    Con la entrada en operación de la planta de regasificación, a partir del año 2016 el sector termoeléctrico soluciona parcialmente el problema de abastecimiento de gas en 400 Gbtud. Sin embargo, aún resta garantizar el abastecimiento de gas flexible del parque térmico para respaldar los 290 Gbtud remanentes de necesidad de gas flexible con combustibles líquidos.
     
    La situación es un poco más complicada para los demás sectores de consumo, ya que se requiere de manera urgente mantener y aumentar los niveles de producción para atender la creciente demanda. De lo contrario, sería inevitable un racionamiento de gas, incluso residencial.
     
    El debate
     
    Por todo lo anterior, la discusión del gas natural en Colombia no debe estar basada en la asignación del poco gas que hay en el futuro inmediato. El crecimiento del país y la confiabilidad y competitividad del sector eléctrico son tan importantes que requieren de manera urgente una recargada política de abastecimiento de gas que incluya:
     
    1. Diversificar las fuentes de suministro. Se requiere nueva oferta nacional, una planta de regasificación como confiabilidad del sector gas y la interconexión con Venezuela para revertir el flujo de gas. Para obtener nueva oferta nacional se debe hacer seguimiento continuo a las actividades de exploración y explotación, además de desarrollar el gas proveniente de yacimientos no convencionales.
    Tal como lo propone la UPME en el Plan Indicativo de Abastecimiento de gas, deben definirse los responsables para la ejecución de la planta o plantas adicionales y definir las alternativas de financiación como inversiones en confiabilidad del sector de gas natural.
     
    2. Priorizar la demanda interna de gas natural. Se entiende la importancia de permitir las exportaciones de gas como mecanismo que incentive las actividades de exploración y explotación de este hidrocarburo. No obstante, se debe dar prelación a la demanda interna de gas natural antes de exportarlo. Para ello se debe complementar el mecanismo de comercialización actual con uno que dé prioridad a la demanda interna, es decir, que se ofrezca primero el gas natural en el mercado interno y, en caso de que no haya interés o disposición a pagar, se pueda exportar.
     
    3. Ampliar la capacidad de transporte de gas. Se requiere ampliar la capacidad de transporte del sistema nacional con el fin de asegurar la atención plena de demanda. Hoy los transportadores no ejecutan obras aún con solicitudes de compra de capacidad de transporte.
     
    4. Armonizar la regulación del suministro y del transporte. Existe una descoordinación entre el desarrollo de nuevas fuentes de suministro y la ampliación de la capacidad de transporte, lo que nos lleva a tener un exceso de gas en el interior del país que no se puede transportar y un déficit de gas en la región Caribe con excedentes de capacidad de transporte hacia el interior.
    Se requiere urgentemente la definición de una metodología de remuneración de la confiabilidad en transporte y suministro que permita atención plena de la demanda y la armonización regulatoria para que el aumento de oferta y capacidad de transporte operen simultáneamente.
     
    5. Garantizar la confiabilidad como servicio público y flexibilizar el abastecimiento del sector termoeléctrico. Los requerimientos de confiabilidad de gas natural se deben realizar como inversiones del servicio público y no se deben asumir como obligación de agentes privados (generadores de conseguir el combustible y el transporte). El beneficio por estas obras es para todo el mercado no sólo para los generadores.
     
    Ante la incertidumbre hidrológica, el sector termoeléctrico requiere flexibilidad en el abastecimiento de gas. El suministro puede estar solucionado con nuevas plantas de regasificación, pero el transporte se convirtió en una restricción. En la nueva metodología de remuneración del transporte se deben crear tarifas diferenciales que permitan al transportador incorporar la flexibilidad del sector eléctrico y no castigar su capacidad de venta a los agentes por ofrecer estos contratos.
    Estas medidas no sólo beneficiarán a todos los usuarios del sector de gas natural, sino a los usuarios del sector eléctrico, ya que si los generadores pueden tener acceso a un combustible menos costoso, los precios, tanto de los contratos de energía eléctrica como del mercado que se forma en el día a día de acuerdo a la disponibilidad de recursos energéticos, serán considerablemente menores.
     
     
    * Presidenta Asociación Colombia de Generadores de Energía Eléctrica, Acolgen.
     
    Fuente: Elespectador.com
     
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  • ¿Qué es lo que implicaría hacer un nuevo informe de reservas para petróleo y gas?

    Un nuevo informe permitirá decisiones respecto a la firma de nuevos contratos de exploración y tendría efectos en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.
    Ante la petición del Gobierno Nacional, representado por el ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, sobre construir otro informe de reservas de petróleo y gas dentro de seis meses, el panorama de la firma de contratos de exploración se mantiene en un área gris, pues aunque se ha dicho que esa posibilidad se va a revisar, por el momento la política pública se mantiene en la no firma de nuevos contratos.
     
    Entonces, ¿qué tanto puede cambiar el panorama del sector minero energético con un nuevo informe? para empezar, hay que resaltar que la normatividad internacional en esta materia se rige por un informe anual de reservas, las compañías que cotizan en bolsa deben cumplir con este elemento.
     
    El informe publicado el pasado 24 de mayo por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que recoge la información hasta el 31 de diciembre de 2022, calcula que país tiene reservas probadas de petróleo y gas para 7,5 y 7,2 años, respectivamente.
     
    El ministro Bonilla dijo que en seis meses se recibirá ese nuevo estudio que permitirá determinar si firmar o no nuevos contratos y serán expertos quienes tomen la decisión. “Si la valoración da buenos resultados, se especula que las reservas subirán a 10 o 20 años, pero no quiero especular. Vamos a recibir el informe en seis meses y los expertos dirán”, comentó el jefe de la cartera.
     
    Juan Felipe Neira, docente de la Universidad Externado, explica que las reservas pueden aumentar “si algunos de los recursos contingentes superan los elementos que permiten llegar a un desarrollo comercial real, pero hay muchos retos de seguridad, relacionamiento con las comunidades y viabilidad de inversión”.
     
    Lo que sigue, entonces, es cómo se hará. Por el momento, la ANH no ha anunciado si algo en la metodología cambiará. Por parte del Ministerio de Hacienda lo que se espera es una actualización, pero esto puede implicar un esfuerzo por parte de las empresas minero energéticas.
     
    Según indica Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy y experto en el sector, que las reservas crezcan dependerá de la producción y el agotamiento que por este efecto van teniendo las reservas existentes.
     
    “Además de las incorporaciones que se den en el periodo, bien sea por declaraciones de comercializaciones, proyectos de recobro secundario o mejorado, pero solo hasta el próximo informe serían certificadas y más si no se reglamenta un nuevo procedimiento”, agrega.
     
    Y es posible que se generen costos adicionales para las empresas, “por efecto de la contratación de las firmas certificadas en auditorías de reservas que, en un escenario de tan corto tiempo, no es costo eficiente, ni genera un valor agregado adicional a nivel operativo”, advierte Vera.
     
    Sin embargo, esto no sucedería en un escenario en el que la ANH haga un nuevo análisis a partir de la información que tenga disponible y que ajusten en materia de producción, agotamiento e incorporación de nuevas reservas.
     
    El informe también tendrá incidencia en el Marco Fiscal de Mediano Plazo
     
    Según explica Neira, el informe puede ser bastante influyente para la toma de decisiones fiscales. “El Marco Fiscal de Mediano Plazo se va a decidir y uno de los puntos esenciales es entender el valor que se le pondrá al precio proyectado del petróleo”, indica. Inicialmente se había hecho con un precio de US$90 y ahora será en US$77. También resalta que hay riesgos como el cambio del mercado internacional, “puede que haya un nuevo informe con nuevas reservas, pero si los precios caen es como si no hubiéramos hecho nada”, señala.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • ¿Qué hay detrás del aumento de la inversión en petróleo y gas del Mar del Norte?

    Se espera que las inversiones en la industria del petróleo y el gas de Noruega alcancen un récord de alrededor de 21 mil millones de dólares en 2023.
    Noruega y el Reino Unido han superado desafíos recientes y están en camino de lograr hitos importantes debido a aumentos notables en las inversiones, el éxito de la exploración y la producción. La producción sólida de petróleo y gas de la región también está proporcionando recursos indispensables para que Europa y el resto del mundo naveguen por la transición energética.
     
    Se espera que las inversiones en la industria del petróleo y el gas de Noruega alcancen un nivel récord de aproximadamente 225 mil millones de coronas noruegas (21 mil millones de dólares) en 2023. Esto se produce cuando en los últimos años se han aprobado varios proyectos clave, impulsados ​​por el régimen fiscal temporal del país, que fue introducido para incentivar el gasto en la plataforma continental noruega.
     
    “Con una tasa de crecimiento impresionante este año, se prevé que las inversiones totales en la industria noruega del petróleo y el gas superen el récord establecido en 2013, cuando las inversiones totales alcanzaron aproximadamente NOK 205 mil millones ($19 mil millones). Se espera que las inversiones en 2023 alcancen un nuevo máximo histórico, y este aumento significativo de la inversión marcaría un nuevo hito en el sector del petróleo y el gas en Noruega”, afirma Emil Varre Sandoy, vicepresidente de Upstream de Rystad Energy.
     
    Este aumento de la inversión es un avance positivo después de varios años de escasez en la industria y será particularmente bienvenido por el sector de servicios petroleros. Esta inversión en el sector es esencial para mantener una industria de servicios fuerte mientras se realiza una transición gradual hacia fuentes de energía alternativas.
     
    A pesar de una disminución de casi el 15%, desde un máximo de casi 4,6 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boepd) en 2004, la producción noruega de petróleo y gas aumentará nuevamente. Para 2025, la producción podría volver a alcanzar niveles máximos como resultado de un mayor enfoque en la producción de gas y nuevos proyectos en trámite. Estos volúmenes se producirán con una de las huellas de CO 2 más bajas del mundo y reducirán la dependencia de Europa de los hidrocarburos rusos.
     
    Las inversiones en petróleo y gas en el Reino Unido no se han recuperado de la misma manera que en Noruega. Se espera que las inversiones en 2023 sean alrededor de un 75% inferiores a las de 2013, cuando la inversión alcanzó un máximo de casi £18 mil millones ($22,7 mil millones). Sin embargo, con muchos avances en trámite, el próximo año podría ver el mayor número de proyectos sancionados en una década. Si bien en el Reino Unido se aprueban, en promedio, de tres a cinco proyectos cada año, en 2024 se podrían dar luz verde a hasta 14 nuevos campos de petróleo y gas.
     
    "Los tres proyectos más grandes son Rosebank, Cambo y Clair Fase 3. Si estos proyectos importantes se aprueban, 2024 podría marcar la actividad sancionadora más alta desde 2013, con alrededor de £9,5 mil millones ($12 mil millones) en inversiones futuras", dice Sonya Boodoo, Upstream. Analista senior en Rystad Energy.
     
    Pocas medidas de actividad son más cíclicas que la actividad de exploración. En 2014 se perforaron en Noruega 57 nuevos pozos de exploración de petróleo y gas. Solo dos años después, el recuento cayó a 27 cuando el precio del petróleo se desplomó en 2015 y 2016. La actividad aumentó en 2018 y 2019, antes de volver a caer en 2020 debido al Covid-19 y los bajos precios del petróleo.
     
    Este año, se espera que el número de pozos de exploración llegue a 35 y se prevé que aumente a 36 el próximo año. También ha sido un buen año para nuevos descubrimientos, con volúmenes similares a los del año pasado ya descubiertos, a pesar de que hasta la fecha solo se han completado alrededor de la mitad de los pozos planificados para 2023.
     
    Por Rystad Energía
     
  • ¿Qué medidas se tomarán ante suspensión del servicio de gas al suroccidente del país?

    Como medida preventiva se suspendió el servicio en Tolima, Caldas, Risaralda, Quindío, Nariño, Cauca y Valle del Cauca.
    El pasado 20 de mayo se declaró emergencia por la detección de un evento anormal en el punto conocido como Cerro Bravo a la altura del puente La Libertad- Fresno (Vía Mariquita-Letras). La zona se ubica específicamente en el Municipio de Herveo, Departamento del Tolima. Con esto se declaró la suspensión del servicio y hasta el momento la empresa Transportadora de Gas Internacional no ha informado la fecha de reactivación.
     
    La empresa Transportadora de Gas Internacional detalló que la temperatura superó los 600 grados centígrados, razón por la que no se podía continuar ofreciendo el servicio de gas natural con normalidad.
     
    ¿Quiénes se han visto afectados por el corte del suministro?
     
    Con este panorama, y como medida preventiva, el 21 de mayo se suspendió el servicio en municipios Tolima, Caldas, Risaralda, Quindío, Nariño, Cauca y Valle del Cauca. Se calcula que con esta medida, 2 millones de usuarios del suroccidente del país se han visto afectados por el desabastecimiento energético.
     
    ¿La suspensión es temporal?
     
    En lo que se reactiva el servicio, la Transportadora de Gas Internacional dio a conocer que iniciará con el tendido de una línea en tubería flexible. Con esto se espera que en el menor tiempo posible contar con la capacidad de transporte de gas requerida para atender la demanda de usuarios residenciales, industriales y vehiculares. La proyección es que dicha tubería esté construida en un plazo de nueve días.
     
    Adicionalmente, la compañía evalúa otras opciones de transporte de gas natural como complemento para garantizar el suministro en el Eje cafetero y el suroccidente del país.
     
    ¿Qué pasará con el suministro en los próximos días?
     
    El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural (CNO Gas) consesionará de forma permanente hasta superar la emergencia declarada desde las 00:00 horas del pasado 20 de mayo del 2023. Cabe resaltar que especialistas del Servicio Geológico Colombiano (SGC) visitaron la zona de la anomalía y sus alrededores y lograron confirmar que solo en ese punto se presentan altas concentraciones de gas metano (CH4), superiores a las que este gas suele tener en áreas volcánicas.
     
    El SGC corroboró además que, en el punto de la anomalía, el suelo registra altas temperaturas, cercanas a los 700 grados centígrados. Con base en estos resultados, esta entidad descarta que la anomalía esté relacionada con la actividad del volcán Cerro Bravo, el cual se encuentra en nivel Verde (activo, pero en reposo), e instó a la entidades involucradas a aunar esfuerzos para determinar el origen de este proceso.
     
    Por Juliana Trujillo para LaRepública.
     
  • ¿Qué significa que hayan aumentado las reservas de petróleo, pero reducido las de gas?

    En el último informe de reservas de petróleo y gas natural se dio a conocer que estas variaron en 1,7% y -11% respectivamente.
    Hoy se dio a conocer el informe anual de reservas de petróleo y gas. Según el reporte, con corte al 31 de diciembre de 2022, el país tiene reservas probadas de petróleo y gas para 7,5 y 7,2 años, respectivamente.
     
    De acuerdo al informa, las reservas probadas de petróleo pasaron de 2.039 millones de barriles reportados en 2021 a 2.074 millones de barriles en 2022. Es decir, crecieron en 1,7%. Mientras que las reservas probadas de gas se situaron en 2.82 terapies cúbicos (Tpc), con una diferencia de -0,35 con respecto a 2021. La producción de gas comercializado fue de 0,39 terapies cúbicos.
     
    Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), dio su análisis sobre qué significa que suban las reservas de petróleo, pero se presente una reducción en las de gas natural.
     
    Lloreda explicó que "con un precio promedio de US$105 barril en 2022 era de esperar un mayor incremento en las reservas probadas de petróleo y gas. Si se recuerda que el precio en 2021 fue US$70, amerita un mayor análisis; si este hubiese sido el precio en 2022, las reservas se habrían desplomado".
     
    En contraste está la caída en las reservas de gas natural, lo cual, señala, debería ser una advertencia para el Gobierno sobre si se está listo para iniciar la transición energética. "Este informe, que el Gobierno y el país aguardaba, debe conducir a una profunda reflexión respecto a si están dadas las condiciones para garantizar la autosuficiencia, la seguridad energética, y la triple transición que requiere Colombia: exportadora, fiscal y energética", dijo.
     
    Sin embargo, recomendó seguirse alineando a lo establecido en el Plan Nacional de Desarrollo, y revisar la política de hidrocarburos a futuro. "No es tarde para darle un impulso decidido a los contratos existentes de petróleo y gas, como lo hace el Gobierno; para hacer viables los recursos contingentes, y revisar, cómo lo dice el Plan de Desarrollo, la política de hidrocarburos a futuro", comentó.
     
    Por Juliana Trujillo para LaRepública.com
  • ¿Una era dorada del gas natural?

    Una vez, en un mundo en el cual el petróleo era costoso y las fuentes de energía parecían escasas, la Agencia Internacional de Energía, grupo de análisis para países que importan combustibles fósiles, produjo un reporte especial que anunciaba una “era dorada del gas”. Eso fue en 2011. Sugería que la demanda en rápido crecimiento, principalmente debido a las economías emergentes y en la generación de electricidad, podía llevar al gas natural a desplazar al carbón para 2030.

    Las grandes compañías energéticas compartieron ese optimismo. Los altos precios y la creciente demanda en el Este de Asia, especialmente en China y Japón, las alentaron a invertir en proyectos enormes en lugares como Australia y Papúa Nueva Guinea para producir gas natural licuado, ya fuera de la perforación marítima o en el caso de un proyecto de 20,000 millones de dólares en Queensland por parte del BG Group de Gran Bretaña, del gas encontrado en lechos carboníferos.

    Estados Unidos, inundada de gas gracias al auge del esquisto, empezó a modificar las terminales costeras originalmente construidas para importar GNL, así como a empezar a exportarlo.

    Sin embargo, sucedió algo inesperado. El carbón despreciado como el combustible fósil más sucio, experimentó un inesperado renacimiento, notablemente en Europa, desplazando al gas en la generación de energía. Esto se debió en parte a la abundante oferta de carbón barato en los mercados mundiales, y en parte a que las reglas de la Unión Europea para intercambiar permisos de emisión de bióxido de carbono tenían tantas fallas que el carbón no estaba siendo sacado del mercado por los impuestos como se había pretendido. Hace pocos días, el Parlamento implementó acciones para reformar el sistema.

    Precios en caída
    Por tanto, la demanda de GNL ha permanecido ampliamente sin cambios durante los últimos tres años. El resultado es un mercado de compradores intensificado por la reciente debilidad en los precios del petróleo.

    Los precios del gas natural están desplomándose. Este mes, el precio del mercado spot estadounidense, medido en el gigantesco centro de distribución Henry Hub en Louisiana, ha sido alrededor de 2.75 dólares por millón de unidades térmicas británicas (BTU), el más bajo desde mediados de 2012. El precio spot del GNL en el mercado vital de Japón cayó a 6.65 dólares por millón de BTU, el nivel más bajo en cinco años y por debajo del precio europeo por primera vez en cuatro años.

    Esta es realmente una era dorada, pero para los consumidores de gas natural, no para los productores. Los inversionistas en grandes instalaciones gaseras como plantas de licuefacción están sufriendo. Como con los precios del petróleo, el desplome del precio del gas es resultado de la demanda débil y la oferta en auge, aunque sin el ingrediente añadido de un cártel colapsado.

    Millones de toneladas de capacidad nueva están llegando al mercado conforme los proyectos iniciados.

    La capacidad exportadora mundial debe aumentar en un tercio, de 290 millones de toneladas por año a fines de 2013, a casi 400 millones de toneladas para 2018. Australia superará a Qatar para convertirse en el exportador más grande, triplicando su capacidad a 86 millones de toneladas al año para 2020, y Estados Unidos empezará a exportar este año.

    Sin nuevos proyectos
    Dos gigantescos proyectos de GNL que aprovechan los campos gaseros frente a la costa del oeste de Australia deben entrar en operación el año próximo: el complejo de 30,000 millones de dólares de Chevron frente a Whearstone y la planta Prelude de Shell, basada a bordo de un barco gigantesco y que cuesta quizá 13,000 millones de dólares. Un proyecto de Exxon de 19,000 millones de dólares en Papúa Nueva Guinea empezó a enviar gas en mayo pasado, antes de lo programado.

    Ahora, en lo que un reporte de la firma de investigación Sanford C. Bernstein llama un “ataque de ansiedad”, la inversión nueva se ha estancado. No se ha anunciado ningún nuevo y gran proyecto en GNL en meses.

    La industria es tan intensa en el uso de capital que los contratos a largo plazo, que representan tres cuartas partes del comercio mundial, son esenciales. Esos contratos significan que los precios spot débiles son menos un problema para los países que producen gas que para los Estados petroleros. Sin embargo, para las compañías energéticas, los contratos ya no están ofreciendo el colchón de confort necesario para las grandes inversiones. Los compradores están aprovechando el mercado débil y regateando al máximo.

    El año pasado, Japón, por ejemplo, firmó contratos para gas en alrededor de 16 dólares por millón de BTU. Ahora se pronostica que los precios de contratos caigan a 11 dólares o menos y con el precio spot por debajo de 7 dólares, esas predicciones parecen poco realistas. Dado el costo de la licuefacción y embarque, los exportadores estadounidenses pudieran enfrentar pérdidas.

    Panorama sombrío
    Las esperanzas de la industria del GNL radican en un aumento de la demanda. Latinoamérica está mostrando un apetito inesperadamente fuerte, las ventas a Gran Bretaña han aumentado e Indonesia, alguna vez un exportador, ahora está importando gas. Sin embargo, el panorama a corto plazo es sombrío. El crecimiento económico está desacelerándose en China y débil en Japón. Incluso las economías sanas están usando la energía de todo tipo de manera más eficiente.

    Otros combustibles están compitiendo fuertemente.

    Es probable que Japón reencienda parte de su capacidad nuclear este año y puede quemar petróleo barato en algunas plantas eléctricas. China está avanzando en la producción de gas interna, así como en el uso de carbón limpio y fuentes renovables, todo lo cual desplaza al gas importado en la generación de electricidad.

    Los clientes europeos pueden usar el GNL como una ficha de negociación contra los proveedores como Gazprom de Rusia, pero la demanda en Europa está declinando, no aumentando.

    Con tantos consumidores de energía que buscan combustibles más limpios, pero no están dispuestos aún a renunciar por completo a los hidrocarburos, el panorama a largo plazo para el gas natural parece fuerte. La demanda de gas como combustible de transporte se encamina a un rápido crecimiento. Algunos fabricantes de autos como Fiat Chrysler, están promoviendo versiones operadas con gas de sus vehículos, cuya economía en combustible les hace atractivos incluso en una época de gasolina barata.

    Más uso de gas natural para reducir la contaminación

    CAMBIOS • La industria automotriz está esforzándose por cumplir con los más estrictos estándares de emisiones en Estados Unidos, China, Europa y Japón, y una forma de cumplir con ellos es vender más vehículos que funcionen con gas. Las ventas de los que operan con gas natural comprimido como los triciclos motorizados están en auge en China e India.

    Indian Railways ha empezado a cambiar sus trenes para que operen con GNC. Las inquietudes sobre la contaminación generada por el crudo pesado usado por los motores marítimos ha provocado nuevas y estrictas reglas de emisiones en el mar Báltico y en las aguas costeras estadounidenses. Esto está llevando a un cambio a embarcaciones que funcionan con GNL.

    Timo Koponen de Wartsila, una compañía finlandesa que construye motores marítimos, dijo que la principal restricción ahora es el reabastecimiento de combustible. Sin embargo, Estados Unidos está abriendo su primera instalación de repostaje de GNL en Port Fourchon, Louisiana. Llevó a cabo una prueba de reabastecimiento de combustible a principios de este mes.

    Un cambio hacia la generación de electricidad en plantas más pequeñas más cerca de los consumidores, lo cual reduce los costos de distribución, también está incrementando la demanda de gas natural a costa de otros combustibles.

    Richard Kauffman, el jefe de política energética para el estado de Nueva York, señaló que las plantas “combinadas de calefacción y electricidad” a pequeña escala y alimentadas por gas ahora son más económicas que nunca. Algunas empresas y complejos de departamentos están empezando a instalar sus propios generadores de gas de tiempo completo, reduciendo su dependencia de la electricidad suministrada externamente.

    El actual congelamiento en los proyectos nuevos significa que el crecimiento de la demanda pudiera empezar a superar el crecimiento de la oferta en unos años. Por tanto, el exceso actual podría menguar, permitiendo a los productores recuperar poder de determinación de precios. Tomará tiempo, pero deberían disfrutar también un futuro dorado.

    Fuente: The Economist

  • 'Sin reservas de hidrocarburos, transición energética peligra': USO

    César Loza, presidente de la Unión Sindical Obrera (USO), aseguró que con nuevos contratos de exploración es posible cumplir con la transición.
    En el sector de energía e hidrocarburos se prendieron las alarmas ante la preocupación de una posible pérdida de la autosuficiencia de estos recursos para el país.
     
    Frente a esta situación, César Loza, presidente de la Unión Sindical Obrera (USO), en una entrevista para EL TIEMPO, se unió al llamado que se está haciendo desde diferentes sectores al Gobierno para que se ejecuten nuevos contratos que permitan seguir con la exploración y producción de hidrocarburos en Colombia.
     
    Gas natural
     
    El líder de la USO, sindicato afín al gobierno Petro, mencionó que la no autosuficiencia traería consecuencias negativas para el empleo y la economía de las regiones en donde se producen hidrocarburos y gas natural.
     
    "Colombia debe garantizar la autosuficiencia y soberanía energética. Si se tienen reservas para 7,5 años en petróleo y 7,2 años en gas, deben prenderse las alertas porque en el país debemos tener en cuenta que 10,5 millones de hogares cocinan con gas natural, tres millones de usuarios con gas de pipeta y entre el 65 y 70 % de la industria requiere de este combustible", mencionó Loza.
     
    De igual forma, el presidente del gremio menciono que si el país se ve obligado a hacer importaciones, puede significar que un incremento de cuatro o cinco veces del valor de este recurso gas para los hogares.
     
    Petróleo
     
    Frente a la producción de petróleo, Loza asegura que, a la fecha, se están produciendo entre 430.000 y 450.000 barriles de crudo al día, por lo que, en caso de que el país ya no tenga la autosuficiencia, había que tomar una de dos decisiones.
     
    1. "Importar los crudos para cargar las refinerías, pero traerlo desde el puerto hasta Barrancabermeja incrementa su costo entre cinco y seis dólares por barril, lo cual haría inviable el negocio".
     
    2. "Que se importen los refinados para suplir el suministro en el interior del país y eso tendría una consecuencia negativa sobre la economía local de Barrancabermeja, del departamento de Santander y sobre el empleo que genera la refinería porque no se van a requerir los mismos trabajadores".
     
    Ante este panorama, Loza asegura que es importante que se garantice la autosuficiencia energética y, para eso, tiene que ser prioridad buscar más reservas.
     
    Transición energética
     
    Según el presidente de la USO, se necesitan tres elementos para desarrollar la transición energética para el país.
     
    1. Voluntad política: "creo que en Colombia todos la tenemos, la tienen los trabajadores, los empresarios y el Gobierno Nacional".
     
    2. Recursos potenciales: "energía eólica, solar, geotérmica y mareomotriz, además del gas natural, que es el combustible de la transición energética".
     
    3. Recursos económicos: "Desde la USO consideramos que esos recursos tienen que salir de las mismas ganancias que produce la industria del petróleo y el gas".
     
    (Dinamarca se suma a Colombia en su transición energética).
     
    De igual manera, el presidente de la agremiación aseguró que la industria del petróleo y el gas natural tiene que conectar con la transición en pro de conseguir más recursos: "Consideramos que se debe definir una curva básica de producción de hidrocarburos en el país y lo que se produzca de ahí hacia arriba, ya sea por recobro mejorado o por nuevos yacimientos, tiene que generar unos recursos para hacer la transición energética".
     
    Por Portafolio
  • ‘En el 2023 se deberá importar gas por el Pacífico’: Upme

    El director de la Unidad de Planeación Minero Energética explica las proyecciones de la entidad en materia de gas natural para Colombia. Pronostica un déficit para dentro de ocho años.
     
    En medio de la realización del XVIII Congreso de Naturgas cayó como anillo al dedo la publicación del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética, Upme.
     
    El presidente de la entidad, Jorge Alberto Valencia Marín, explicó cuáles son los pronósticos con relación al suministro de este hidrocarburo en el país.
     
    Señala, entre otras cosas, que el déficit que se proyectaba para el 2017 logró aplazarse gracias a la puesta en marcha de la planta de regasificación del Caribe, prevista para el año entrante. Pero los bajos hallazgos y el acelerado crecimiento de la demanda llevarán a que en el 2023 haya escasez del recurso, a menos que se haga una nueva planta para importarlo, esta vez sobre la costa Pacífica.
     
    Incluso, en el documento de la Upme se recomienda tener lista esta infraestructura en el 2021, teniendo en cuenta que se necesitarán unas obras de ingeniería para transportar ese gas a los centros de consumo y, en Colombia, particularmente, este proceso toma tiempo.
     
    Valencia explicó para Portafolio y ‘en cristiano’ los resultados del documento técnico.
     
    Ustedes ya tenían prevista la caída de las reservas en el país, pero ¿cuáles son las recomendaciones para evitar que esa falta de gas no afecte a los consumidores?
     
    El plan que nosotros presentamos muestra la realidad de lo que se tiene con certeza hoy en el país: la declinación de algunos pozos, la declaración de producción, las reservas probables y probadas con las que se cuenta y la puesta en marcha de la planta de regasificación en el norte. Además de esto, la infraestructura de transporte de gas. Con estos datos se establece cuándo puede haber un déficit y se proponen obras alternativas.
     
    Es decir, suponiendo que no se encuentre gas... ¿lo que pueda pasar en las exploraciones en el Caribe, no se tiene en cuenta?
     
    Es en el supuesto de que Orca (pozo exploratorio con alta expectativa) no produzca ni un millón de BTU, el escenario más ácido para el país.
     
    ¿Cuándo se empezaría a ver el déficit entonces?
     
    Contando con que la planta (de regasificación) empieza en el 2017, el déficit se aplazaría hasta el 2023. Ahí habría una nueva necesidad de importación de gas y por eso se propone una nueva planta, pero esta vez en el Pacífico, para aprovechar mucho mejor la infraestructura de transporte de gas.
     
    En el Congreso de Naturgas hubo críticas al plan de importación dado el alto costo del recurso que viene de afuera ¿Por qué se deben implementar estas plantas?
     
    Los productores no están declarando más producción de la que nosotros contabilizamos en nuestro balance. Entonces, con esa cifra, al país no puede sentarse a esperar a ver qué puede pasar, porque las plantas de regasificación no se construyen de un momento a otro, estamos hablando de 4 o 5 años.
     
    A esto hay que ligarle que, en caso del Pacífico, tocaría hacer unas inversiones para ampliar la infraestructura de transporte existente.
     
    Definido entonces que se va a necesitar la planta en el 2023, ¿la pelota queda en manos de la Creg para que defina cómo hacer el proyecto?
     
    Se tienen que dar los elementos regulatorios, desde el punto de vista de cómo se podría declarar comercialmente ese gas en Colombia. Seguramente la regulación tendrá que tener esos ajustes no solamente para la planta del Pacífico, sino incluso para los excedentes que estarían quedando en la planta de Cartagena.
     
    Las refinerías y su demanda de gas también fueron incorporadas en el documento, ¿qué tanto van a impactar estos proyectos?
     
    Están consideradas las dos refinerías: Cartagena, que entra a operar este año, y Barrancabermeja que entraría en el 2021. También está considerado un proyecto bien grande de Ecopetrol, de incrementar su autogeneración con base en el gas en diferentes zonas del país. Son como los tres hitos de crecimiento de demanda.
     
    El otro tema que también ha causado algo de polémica es el de los costos y de los precios del gas. Aclaremos algo, ¿en el informe ustedes hablan de costos en boca de pozo, o de tarifas?
     
    Básicamente lo que hacemos son proyecciones de producción, nosotros no podemos hacer informes de tarifas. Puede que lo de producción tenga un impacto, pero también sucede que hay unos esquemas de contratación que puedan hacer que los precios no incrementen considerablemente para el usuario final. Pero nosotros no miramos ni precios de transporte ni al usuario final.
     
    Pero para transporte sí proyectan que se van a necesitar unas inversiones muy altas...
     
    Sí, claro, pero no el impacto exacto que puede tener en las tarifas, porque eso depende de la demanda que hace que esto se consolide, de la distancia de la que se transporte, es algo que no podemos prever de antemano porque de por medio está todo el tema comercial, dependiendo de donde estén comprando las empresas el gas.
     
    ¿Cuáles son los cuellos de botella urgentes que hay que solucionar en materia de transporte?
     
    Los tramos más importantes en el corto plazo son hacia el suroccidente, de Ibagué al Huila, y de Barrancabermeja hasta Mariquita nos toca ampliar los gasoductos. Lo mismo con los gasoductos que vienen de Cusiana hacia el centro del país, esos requieren un incremento de capacidad en el corto plazo.
     
    Si el otro año se declarara la ‘comercialidad’ de algún proyecto costa afuera, ¿Cambiaría todo el escenario?
     
    Hay que hacer una claridad: los descubrimientos se pueden realizar el próximo año, lo que pasa es que desde el momento del descubrimiento, hasta la puesta en producción de un proyecto, se puede tomar cinco o seis años. Me explico, puede que Orca diga hoy que tiene gas, pero saber si existe en las cantidades que se cree que hay, tomaría entre cinco y seis años, lo que tarda perforar los otros pozos adicionales para delimitar el tamaño del hallazgo.
     
    Así que, no podemos contar con el gas de Orca en este momento, por eso es que se necesita la planta (del Caribe) desde el 2017 y esa es la razón por la cual el país tiene que ser responsable (planear con la información que se tiene) y no ponerse a soñar.
     
     
    Nohora Celedon - portafolio.co
     
  • ‘Top’ de los países que más producen gas natural a nivel mundial

    Este recurso natural es altamente demandado por la gran variedad de sectores que funcionan gracias a su uso.
    El gas es uno de los recursos naturales más demandados del mundo, pues este es fundamental para la cocina, la producción industrial, la generación de electricidad y el funcionamiento de los vehículos.
     
    El combustible, por ejemplo, se extrae del subsuelo en determinados yacimientos que posee cada país en su territorio. Por el nivel tecnológico, varias naciones están por encima de otras en cuanto a producción de este recurso se refiere, esto en medio de la búsqueda de energías limpias.
     
    Los 'reyes' de la producción de gas natural
    Con base a la unidad de medida utilizada para contabilizar la cantidad de gas (metros cúbicos), las naciones que más han producido este recurso natural, según cifras de Statista con corte al año 2021, son:
     
    1. Estados Unidos: 934 mil millones de metros cúbicos.
     
    2. Rusia: 701 mil millones de metros cúbicos.
     
    3. Irán: 256 mil millones de metros cúbicos.
     
    4. República Popular China: 209 mil millones de metros cúbicos.
     
    5. Catar: 117 mil millones de metros cúbicos.
     
    6. Canadá: 172 mil millones de metros cúbicos.
     
    7. Australia: 147 mil millones de metros cúbicos.
     
    8. Arabia Saudí: 117 mil millones de metros cúbicos.
     
    9. Noruega: 114 mil millones de metros cúbicos.
     
    10. Argelia: 100 mil millones de metros cúbicos.
     
    Producción de gas en América Latina
    En este rubro, México es el país que más gas natural produce en la región, con 29 mil millones de metros cúbicos, seguido de Brasil con 24 mil millones de metros cúbicos y, cerrando el podio, se encuentra Colombia, con 12,6 mil millones de metros cúbicos.
     
    Por Portafolio
  • “El Gas LP es el combustible llamado a reemplazar la leña”, Alejandro Martínez, presidente de GASNOVA

    El presidente de la Asociación Colombiana del GLP – GASNOVA, gremio que reúne a las compañías que distribuyen el 74% del Gas LP en el país, analizó los resultados del Plan Nacional de Sustitución de Leña – UPME (diciembre 2022), que concluyó que el GLP es la principal solución energética para que 1,3 millones de hogares dejen de utilizar combustibles altamente contaminantes como la leña. 

    El documento señaló que el beneficio económico estimado total para la sociedad colombiana por sustitución de leña por combustibles limpios como el Gas LP es de $925 mil millones al año.

    Bogotá, jueves 13 de abril del 2023. El Gas LP (también conocido como GLP, o gas en pipeta) es el energético limpio más eficiente y de más rápida aplicación, para sustituir leña en el país. A esta conclusión llegó la UPME (Unidad de Planeación Minero Energético, entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía), en el Plan Nacional de Sustitución de Leña que publicó en diciembre de 2022.  

    Este documento hizo un diagnóstico del consumo de combustibles de uso ineficiente y altamente contaminantes (CIAC) para la cocción de alimentos, y con base en criterios técnicos determinó para cada departamento del país cuáles son los energéticos más eficientes para reemplazar la leña, los deshechos y el carbón, utilizados para cocinar en 1’691.000 hogares (casi 6 millones de personas) ocasionando graves problemas respiratorios y la deforestación de 3.200 hectáreas de bosques y selvas cada año.  

    La meta para el año 2050 es lograr sustituir los combustibles contaminantes por energías limpias en 1`377.000 hogares. “Se estima que en Colombia anualmente se enferman 341.000 niños menores de 5 años y cerca de 453.000 mujeres adultas mayores de 30 años debido al uso de leña, con un valor económico estimado en $164.000 millones de pesos anuales”, señaló Alejandro Martínez Villegas, presidente de la Asociación Colombiana del GLP – GASNOVA, el gremio que reúne a las compañías que distribuyen el 74% del Gas LP en el país. 
     
    Durante el período del actual gobierno (2022-2026) se espera reemplazar los combustibles contaminantes en 159.000 hogares, de los cuales el 76,5% usarán Gas LP, al ser la solución más eficiente e inmediata. “Al final de la ejecución (2050), el GLP deberá ser la fuente limpia con mayor participación (37,1%) en la meta de hogares (1’377.000). Esto debe recogerse en el Plan Nacional de Desarrollo”, agregó el líder gremial, quien además destacó que “el beneficio económico estimado total para la sociedad por sustitución de leña corresponde a $925 mil millones al año”. 
     
    El presidente de GASNOVA lanzó al gobierno nacional cuatro propuestas relevantes, referentes al Gas LP, para incluir en el PND 2022-2026: “En beneficio de los 12 millones de colombianos que utilizan GLP, la mayoría pertenecientes a los estratos 1 y 2, proponemos que se amplie la cobertura de subsidios al GLP, se garantice la oferta nacional suficiente de GLP, se independice el precio máximo regulado de Ecopetrol de los precios internacionales del propano y el butano, y se elimine el monopolio de distribución de gas natural”, puntualizó Martínez Villegas. 
     
    Las 4 propuestas del GLP para incluir en el PND 2022-2026
     
     
    1.   Ampliar la cobertura de subsidios al GLP dado que el subsidio actual cobija únicamente 6 departamentos (estratos 1 y 2). El GLP es la solución inmediata a la pobreza energética. Las redes de distribución tardan en instalarse y el gas natural no es eficiente para muchas zonas donde el GLP en cilindros sí lo es. Mientras en 2023 al GLP le fueron asignados $80 mil millones en subsidios, la electricidad recibe $3 billones y el gas natural $989 mil millones.
     
    2.   Garantizar la oferta nacional suficiente de GLP dado que el producto importado es más costoso que el de precio regulado producido en el país. Se hace necesario garantizar la mayor cantidad de GLP nacional para abastecer el mercado, modificando el plazo de las ofertas con las que Ecopetrol comercializa este combustible, de manera que se pueda contar con contratos de suministro de por lo menos un año.
     
    3.   Independizar el precio máximo regulado Ecopetrol de los precios internacionales de propano y butano.
     
    4.   Eliminar monopolio de distribución de gas natural. Hacer ajustes regulatorios para garantizar que el GLP por redes pueda competir en los mercados de todos los municipios, controlando situaciones de monopolio por parte del gas natural, que se generan por asignación de tarifas en áreas en donde puede llegarse a no prestar el servicio, pero se hace imposible la penetración del GLP.
     
     
     
     
  • “LA CREG PODRÍA AFECTAR EL SUMINISTRO DE GAS PROPANO A 240 MIL FAMILIAS EN EL PAÍS”: Nicolás Botero-Páramo, Presidente GASNOVA

    Debido a que la CREG no ha resuelto los recursos interpuestos por las empresas distribuidoras del servicio público domiciliario de gas propano, respecto a la nueva regulación del sector, el gas propano se sigue vendiendo a empresas que no atienden el mercado domiciliario, dejando sin producto a empresas que sí proveen el servicio en todo el país.

    Bogotá D.C., .GASNOVA, la Unión de Empresas Colombianas de Gas Propano, hace un nuevo llamado al Gobierno Nacional y especialmente a la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas), sobre el estado de desabastecimiento de Gas Propano entregado en cilindros en todo el país, el cual afectaría, entre otros, a 240 mil familias que no podrían acceder al servicio público domiciliario de GLP.

    En Colombia se consumen 48,5 millones de kilogramos de GLP por mes. Dada la salida de producción de TERMOYOPAL desde mayo del presente año, el mercado nacional de gas propano viene registrando un déficit mensual de 7%, lo que representa 3,4 millones de kilogramos menos por mes.

    El indicador de días de inventario excedente, que mide los días adicionales de reserva de las empresas distribuidoras de GLP una vez cumplidas las ventas presupuestadas del mes en curso, actualmente se encuentra en 4 días de reserva, lo que representa una disminución del 74% frente al promedio normal. De no cambiar el panorama actual, GASNOVA estima que este indicador llegará a cero días de reserva durante el mes de octubre, lo que implicará que no habrá respaldo en inventarios para la prestación de este servicio público domiciliario.

    Esta situación se ha agravado por la inseguridad jurídica creada por la CREG, debido a la falta de previsión, planeación y metodología al proferir la Resolución CREG 075 de 2016, que creó una nueva regulación que  establece la capacidad de compra de los agentes del mercado de GLP.

    Luego de 4 meses de su emisión, esta nueva normatividad aún no ha podido ser implementada por falta de diligencia de la CREG a la hora de resolver los recursos de ley, interpuestos por algunas empresas distribuidoras de GLP, lo que ha obligado a ECOPETROL a suministrar producto a algunos comercializadores mayoristas que no prestan el servicio de distribución de GLP, sino que revenden el gas a los distribuidores que sí lo hacen, a un precio mayor que el regulado, fomentando así la ilegalidad en el sector y la especulación del precio de un producto considerado como un servicio público.

    Nicolás Botero-Páramo, Presidente de GASNOVA advierte que: “si la CREG no actúa muy rápido podría llegar a afectar el suministro del gas propano a todo el país, incluyendo a más de 240 mil familias, principalmente de estrato 1 y 2, que usan este servicio público domiciliario. Si bien hemos tenido reuniones periódicas con la Comisión, luego de 4 meses no vemos ningún avance al respecto. Un gravante a esta situación es la ausencia de un comisionado experto para el sector del gas propano y que el equipo encargado se encuentra o de vacaciones o incapacitado”.

    Una de las soluciones propuestas por ECOPETROL para mitigar parcialmente el problema del desabastecimiento fue la importación de GLP. Sin embargo, esto no ha podido realizarse dado que la CREG tampoco ha establecido las reglas para para que la nacional petrolera pueda lograrlo.

    Botero-Páramo agregó: No puede ser que estemos ad portas de una crisis gravísima de desabastecimiento de gas propano, que afectaría directamente a las familias más pobres del país, y la respuesta de la CREG sea que toque esperar 15 o 20 días más para resolver el tema de la nueva regulación, porque la funcionaría se va de vacaciones. A veces pareciera que no entendieran que estamos hablando de un servicio público con el que las familias cocinan sus alimentos. Por eso hacemos un llamado no solo a la CREG, sino también al Gobierno Nacional y a la nueva Viceministra de Energía, la doctora Ortiz, para que intervenga prontamente en el proceso”

     

  • “Transición energética es más amplia que hablar de petróleo y gas natural”: presidente ACM

    La transición energética y sus retos de cara al próximo año fueron los temas centrales del tercer panel del foro ‘Visión Colombia 2024 de Prisa Media’.

    Juan Camilo Nariño, presidente de la Asociación Colombiana de Minería, fue uno de los invitados en el tercer panel del encuentro ‘Visión Colombia 2024′ de Prisa Media donde se habló sobre los retos y oportunidades que enfrenta el país el próximo año en el campo de la transición energética hacia la generación de energías limpias.


    “La conversación es desordenada sin tiempos y sin un claro liderazgo. Estos grandes problemas deben tener es un liderazgo claro y acá hemos carecido de ello”, describió el presidente de la ACM sobre la manera en la que en el país se ha producido el debate por la transición energética.

    “No tiene la integralidad que necesita. Ha estado enfocada en hablar del petróleo y el gas, y debería ser mucho más amplia. Es simplista abordarla solo con esto”, añadió.

    “La modificación de las actividades productivas de los territorios mineros de carbón, pero también la perspectiva de las enormes posibilidad de Colombia en el desarrollo de tecnologías para la extracción de minerales que la transición energética también implica”, explicó Nariño sobre los temas que hacen falta en la discusión energética.

    “El tercer elemento que no ha tenido la conversación es el contexto, el cual está en el carbón: China produce 4.700 millones toneladas de carbón, Indonesia 670 millones, Australia 254 y Alemania 131; Colombia solo 65 millones de toneladas. El país necesita utilizar eso poco que produce para apalancar la transición”, expresó.

    “El Gobierno necesita convocar a los actores con orden y liderazgo, para sentarnos de una vez por todas y mirar dónde estamos y dónde vamos a terminar. Cómo vamos a usar lo que tenemos para apalancar esa transición, y eso pasa por el gas, pasa por el carbón y pasa por el 97% del territorio nacional que está inexplorado, por lo cual ni sabemos cuáles son los minerales que podemos extraer para contribuir con esa transición”, recomendó el presidente de la Asociación Colombiana de Minería.



    Fuente: Wradio.com

  • 3 valores de gas natural a tener en cuenta esta primavera

    Los precios del gas natural han continuado su implacable caída después de que los últimos datos de inventarios mostraran que los mercados siguen estando bien abastecidos. Los precios del gas natural (Henry Hub) han cedido las ganancias de principios de semana, y actualmente se sitúan en 2,00 $ por MMBtu, frente a los 2,19 $ por MMBtu del martes. Los datos semanales de la EIA revelaron que las existencias de gas para la semana finalizada el 7 de abril de 2023 se situaron en 1.855 Bcf frente a los 1.830 Bcf de la semana finalizada el 31 de marzo de 2023, lo que supone una inyección de +25 Bcf frente a los -23 Bcf de la semana anterior. Los precios del gas han bajado un 56% desde principios de año. Por desgracia para los alcistas, las perspectivas a corto plazo siguen siendo sombrías, ya que NatGasWeather afirma que es probable que los excedentes de almacenamiento sigan aumentando en las próximas semanas debido a la escasa demanda. Aunque se prevén algunos sistemas meteorológicos fríos, los últimos modelos meteorológicos muestran una tendencia más cálida.
     
    Afortunadamente, las perspectivas a largo plazo son más favorables. Europa no ha conseguido suficientes contratos de GNL a largo plazo para compensar el corte de las importaciones de gas ruso, y Reuters predice que esto puede resultar costoso el próximo invierno y podría tensar bruscamente el mercado. La Unión Europea considera el gas natural un combustible puente en la transición hacia las energías renovables, y los compradores suelen tener dificultades para comprometerse con contratos a largo plazo. Esto significa que Europa podría verse obligada a comprar más en los mercados al contado, como hizo en 2022, lo que a su vez es probable que haga subir los precios:
    "Desde que los grupos de presión ecologistas europeos han conseguido convencer erróneamente a los políticos de que el hidrógeno puede sustituir en gran medida al gas natural como vector energético para 2030, Europa se ha vuelto demasiado dependiente de las compras al contado y a corto plazo de GNL", declaró a Reuters el consultor Morten Frisch.
     
    En este contexto, no es de extrañar que resulte más rentable ponerse corto en acciones de gas natural que apostar por ellas: el ProShares UltraShort Bloomberg Natural Gas ETF (KOLD) ostenta una jugosa rentabilidad en lo que va de año del 146%, incomparable con el -79% del ProShares Ultra Bloomberg Natural Gas ETF (BOIL). 
     
    KOLD es un ETF inverso que proporciona una exposición diaria de -2x a un índice que realiza un seguimiento del gas natural mediante la tenencia de un contrato de futuros a segundo mes cada vez, mientras que BOIL proporciona 2x la rentabilidad diaria de un índice que mide la evolución de los precios del gas natural tal y como se refleja a través de los contratos de futuros de gas natural negociados públicamente.
     
    Dicho esto, los inversores contrarios que apuestan por un cambio de tendencia del gas estarán encantados de saber que no hay escasez de gangas de gas natural en el espacio. He aquí algunas.
     
    • EQT Corp.
    Capitalización bursátil: 11.900 millones de dólares
     
    Rentabilidad interanual: 2,9
    EQT Corporation (NYSE: EQT), con sede en Pittsburgh (Pensilvania), es el mayor productor de gas natural de Estados Unidos, con unos 25,0 billones de pies cúbicos de reservas probadas de gas natural, líquidos de gas natural y petróleo crudo en aproximadamente 2,0 millones de acres brutos.
     
    EQT no se contenta con ser un gigante maderero del gas, sino que se ha expandido mediante adquisiciones: en el tercer trimestre, la empresa anunció la compra por 5.200 millones de dólares del productor de gas natural THQ Appalachia I LLC, así como de los activos de gasoductos asociados de XcL Midstream, en la mayor operación de fusiones y adquisiciones del trimestre. THQ Appalachia, que es propiedad del productor privado de gas Tug Hill Operating. EQT declaró que los activos adquiridos incluyen unos 90.000 acres netos básicos que compensan su actual arrendamiento básico en Virginia Occidental, producen 800 millones de pies cúbicos al día y se espera que generen un flujo de caja libre a precios medios del gas natural superiores a 1,35 $/MMBtu durante los próximos cinco años. La empresa también ha duplicado su programa de recompra hasta los 2.000 millones de dólares y ha dicho que está aumentando su objetivo de reducción de deuda a finales de 2023 de 2.500 millones de dólares a 4.000 millones de dólares.
     
    El año pasado, EQT dio a conocer un plan centrado en producir más gas natural licuado aumentando drásticamente la perforación de gas natural en los Apalaches y en torno a las cuencas de esquisto del país, así como la capacidad de gasoductos y terminales de exportación, lo que, según dijo, no sólo impulsaría la seguridad energética de Estados Unidos, sino que también ayudaría a romper la dependencia mundial del carbón y de países como Rusia e Irán. Su última adquisición, por tanto, ayudará a la empresa a cumplir su objetivo. Las acciones de EQT casi se duplicaron en 2022.
     
    Se espera que EQT Corporation informe sobre las ganancias del cuarto trimestre de 2022 el 26/04/2023 después del cierre del mercado. Según Zacks Investment Research, sobre la base de las previsiones de 13 analistas, la previsión de BPA de consenso para el trimestre es de 1,38 $. Frente a los 0,81 $ del primer trimestre de 2022.
     
    • Antero Resources Corp (NYSE:AR)
    Capitalización bursátil: ~7.000 millones de dólares
    Rentabilidad interanual: -16
     
    Con una caída del 16% en lo que va de año y de casi el 30% en los últimos seis meses, Antero podría ser una buena oportunidad de compra. La acción ha tenido un rendimiento inferior al del mercado en general debido a la caída de los precios del gas natural; sin embargo, si se materializa el esperado aumento de la demanda, podría dar la vuelta rápidamente. Los mercados son volátiles e inconstantes hoy en día. 
     
    Los fondos de cobertura están prestando bastante atención a este valor debido a su potencial alcista, dada la solidez financiera de la empresa. 
     
    Los fondos de cobertura consideran que Antero tiene un ROE (rendimiento del capital) relativamente decente, no paga dividendos, pero reinvierte mucho en crecimiento.
     
    Dicho esto, cabe señalar que Wells Fargo ha rebajado recientemente la calificación de Antero de "sobreponderar" a "igual ponderación", pero sigue otorgando a la acción un recorrido alcista de casi el 42%. 
     
    • Cheniere Energy Inc (NYSEAMERICAN:LNG)
    Capitalización bursátil: 37.200 millones de dólares
    Rentabilidad interanual: 8,73
     
    Aunque Cheniere ha subido un 8,73% en lo que va de año, también ha perdido casi un 11% en los últimos seis meses, ya que los precios del gas natural han llevado a los inversores de paseo. Pero el panorama a largo plazo sugiere alzas para esta empresa energética con sede en Houston, centrada principalmente en la producción, transporte y comercialización de GNL.
     
    Como uno de los principales exportadores de GNL del mundo, Cheniere se encuentra en una posición sólida a largo plazo. Sin embargo, la preocupación a corto plazo es que las unidades de almacenamiento de gas natural de la Unión Europea siguen relativamente llenas tras un invierno suave.... Algunos (entre ellos Cheniere) temen que se produzcan cancelaciones de cargamentos de GNL este verano. Sin embargo, poco después veremos otro impulso para llenar los almacenes de cara a la próxima temporada invernal. 
     
    Esté atento a los resultados del 1T 2023, cuya publicación está prevista para el 2 de mayo. En la última temporada de resultados, Cheniere obtuvo 15,78 dólares por acción, con unos ingresos de 9.100 millones de dólares. 
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Alemania apuesta por el GNL por temor a otro ataque a un gasoducto

    Alemania busca instalar una o dos terminales flotantes de importación de GNL en su isla más grande, Rügen en el Mar Báltico, ya que los funcionarios no descartan más ataques a la infraestructura de gasoductos y energía, dijeron a Bloomberg fuentes con conocimiento de los planes el jueves.
    Alemania no puede descartar otro ataque a un gasoducto que transporta gas natural después del misterioso sabotaje en los gasoductos Nord Stream el otoño pasado, según el canciller Olaf Scholz, dicen las fuentes de Bloomberg.
    Hasta mediados de 2022, Alemania recibió la mayor parte de su gas de Rusia a través de Nord Stream 1 antes de que Rusia cancelara las entregas a principios de septiembre, alegando que no podía reparar las turbinas de gas debido a las sanciones occidentales. El sabotaje en Nord Stream 1 y Nord Stream 2 ocurrió a fines del mismo mes.
     
    Después de que se detuviera el suministro de gas ruso, Noruega es ahora el principal proveedor de gas natural de Alemania y los suministros llegan a través de gasoductos.
     
    Preocupados por un posible nuevo ataque a la infraestructura de oleoductos, los funcionarios alemanes ahora buscan tener terminales flotantes de importación de GNL en el puerto de Mukran en la isla de Rügen para 2024, según fuentes de Bloomberg. 
     
    Ante la perspectiva de que no hubiera gas ruso, Alemania se apresuró a instalar unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU) el año pasado. 
    La economía más grande de Europa planea tener hasta 70,7 millones de toneladas por año de capacidad de importación de GNL para 2030, lo que la convertirá en  el cuarto  poseedor de capacidad de importación de GNL más grande del mundo. Alemania planea tener un total de 10 FSRU, algunas de las cuales serán eliminadas y reemplazadas por instalaciones de regasificación en tierra una vez que se construyan. La prisa por tener terminales de importación de GNL lo antes posible convertirá a Alemania en el cuarto mayor poseedor de capacidad de importación detrás de los principales compradores asiáticos de GNL, Corea del Sur, China y Japón.
     
    Alemania puede terminar usando menos capacidad de importación de GNL de la que ha planeado implementar esta década, pero es mejor prevenir que curar, dijo el mes pasado el director ejecutivo de la principal empresa de servicios públicos alemana, RWE, en una entrevista con las revistas de negocios alemanas Der Stern y Capital.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • Alemania firma un acuerdo a largo plazo de GNL con EE. UU. para reemplazar el gas ruso

    La empresa estatal alemana Seuring Energy for Europe (Sefe) ha firmado un acuerdo de 20 años con Venture Global LNG para importar 2,25 millones de toneladas de GNL por año del tercer proyecto de Venture Global, CP2 LNG, ya que la economía más grande de Europa busca asegurar el gas. suministro después de que Rusia detuviera las entregas.   
    Sefe, propiedad total del gobierno alemán, se creó el año pasado después de que Alemania salvó una antigua unidad de Gazprom que había expropiado en abril con un préstamo de miles de millones de euros . Gazprom Germania pasó a llamarse Seuring Energy for Europe GmbH (Sefe), para asegurar el suministro de energía a Alemania y Europa, dijo el gobierno el verano pasado.  
     
    “Al unir fuerzas con Venture Global LNG, SEFE da otro paso importante en nuestra misión de asegurar energía para los clientes alemanes y europeos y satisfacer la demanda energética de la región”, dijo Egbert Laege, CEO de Sefe, al comentar sobre el acuerdo.
     
    “Alemania ha actuado con decisión para diversificar su cartera de energía y el GNL será una parte vital de esa combinación, ya que busca fortalecer su seguridad energética y al mismo tiempo avanzar en el progreso ambiental”, dijo Mike Sabel, director ejecutivo de Venture Global LNG.
     
    El nuevo acuerdo a largo plazo indica que Alemania seguirá dependiendo del gas natural y, a diferencia de hace un año y medio, no se muestra reacia a contratar el suministro de GNL en las próximas décadas.
     
    A fines del año pasado, Alemania firmó un acuerdo con Qatar, en virtud del cual Qatar proporcionará GNL a Alemania durante al menos 15 años a partir de 2026 en virtud de acuerdos que la firma estatal QatarEnergy y la estadounidense ConocoPhillips firmaron para el suministro desde North Field East de Qatar (NFE). ) y los proyectos de expansión North Field South (NFS). 
     
    Ante la perspectiva de que no haya gas ruso, Alemania comenzó el año pasado a instalar unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU). 
     
    A principios de enero, Alemania  dio la bienvenida al primer buque cisterna  que transportaba GNL en la terminal de importación de GNL recientemente inaugurada en Wilhelmshaven, y la carga llegó desde las instalaciones de exportación de Calcasieu Pass en los Estados Unidos.
     
    La economía más grande de Europa planea tener hasta 70,7 millones de toneladas por año de capacidad de importación de GNL para 2030, lo que la convertirá en  el cuarto  poseedor de capacidad de importación de GNL más grande del mundo.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Análisis: ' ¿Qué futuro le espera al petróleo y al gas? '

    Predecir cómo será un sector dentro de 20 o más años es siempre un reto. Siempre hay factores imprevistos que tienen un potencial de perturbación que podría tirar por la ventana cualquier previsión, y por eso las previsiones a largo plazo tienden a ser generalmente vagas. A menos que se refieran al petróleo y al gas. 
     
    En lo que respecta al petróleo y el gas, hay dos escuelas de pensamiento sobre previsiones a largo plazo, y estas dos escuelas están enfrentadas entre sí. Una de ellas, la escuela de la transición, sostiene que la electrificación del transporte y la transformación de la generación de electricidad conducirán en última instancia a la desaparición del petróleo y el gas como materias primas que sustentan la economía mundial.
    La otra escuela, la de los combustibles fósiles para siempre, sostiene que el enfoque actual de la electrificación del transporte y la transformación de la generación de energía nunca podrá funcionar como está previsto debido a las leyes de la física. Y por eso, al petróleo y al gas aún les quedan décadas de demanda.
     
    El transporte se ha electrificado a gran velocidad en los últimos años, sobre todo en el segmento de los turismos, y los vehículos eléctricos han pasado a representar una parte cada vez mayor de las ventas totales de automóviles en lugares como el Reino Unido, la UE y California. Pero esto no ha afectado a la demanda de petróleo.
     
    La demanda de petróleo, de hecho, lleva décadas en constante aumento, a pesar de caídas temporales como la que vimos en 2020 durante los cierres por pandemia. Ese año, BP predijo que la demanda de petróleo nunca volvería a los niveles de 2019. Asumió que la demanda de petróleo había tocado techo. Y se equivocó.
    Relacionado: Guyana bombeará 1,2 millones de barriles de petróleo al día en 2027
     
    Este año, según la Agencia Internacional de la Energía, la demanda mundial de petróleo alcanzará un récord de casi 102 millones de barriles diarios. Y eso a pesar de las ventas de vehículos eléctricos y de la enorme capacidad de generación de electricidad a partir de combustibles no fósiles. 
     
    La AIE no suele hacer previsiones a largo plazo, pero cuando las hace coinciden con las de BP: la transición energética debería reducir sustancialmente la demanda de petróleo y gas. Nadie sabe si será así, pero debería ser así, dice la AIE.
     
    Otros pronosticadores son más audaces y formulan sus previsiones como una certeza. BloombergNEF es uno de ellos. La empresa pronostica regularmente un futuro brillante para los vehículos eléctricos y proporciona los datos que lo respaldan. Lo mismo hacen otras entidades de previsión que ven la transición hacia el abandono de los combustibles fósiles como el único futuro para la humanidad.
     
    La industria del petróleo y el gas, en cambio, tiene una visión diferente. Naturalmente, este punto de vista se basa en el negocio de la industria, pero esto no significa que no tenga fundamento en la realidad, de nuevo debido al negocio de esa industria.
     
    La industria -y la OPEP- tienden a centrarse en la demanda mundial de energía más que en las energías limpias en concreto. Su argumento puede resumirse así: la mayoría de la gente necesita energía. La necesitan en todo momento y es prioritario que la reciban. Su procedencia y su limpieza son preocupaciones secundarias para la mayoría de la población mundial. Sean cuales sean las objeciones que se tengan a la industria del petróleo y el gas, sería difícil oponerse a este argumento simplemente porque refleja la realidad material. Exxon, por ejemplo, en sus recientes perspectivas energéticas a largo plazo, afirmaba que esperaba que la demanda mundial de energía aumentara un 15% de aquí a 2050.
     
    Tras señalar que los países desarrollados mejorarán la eficiencia de su consumo energético en las próximas dos décadas, Exxon añadió que "los países en desarrollo, que representan el 80% de la población mundial, consumirán más energía a medida que mejoren su nivel de vida".
     
    Al igual que BP, que prevé un fuerte descenso del petróleo y el gas de aquí a 2050, Exxon también prevé que la cuota de estos combustibles fósiles disminuya sustancialmente para ese año, impulsada por el ímpetu de la transición. Sin embargo, estas previsiones dependen en gran medida de una cosa: que la transición funcione según lo previsto. Y ya no está funcionando según lo previsto.
     
    Puede que los países en desarrollo estén construyendo alguna capacidad eólica y solar, pero su principal apuesta siguen siendo los combustibles fósiles, incluido el carbón. China, el ejemplo de la eólica y la solar con su enorme capacidad, está construyendo centrales de carbón en abundancia mientras Europa y Estados Unidos cierran las suyas. Y a pesar de todos los billones invertidos en capacidad de energía renovable (1 billón de dólares sólo en 2022), la proporción de petróleo y gas en la combinación energética mundial sólo se ha reducido en un par de puntos porcentuales, si acaso.
     
    Mientras tanto, personas como el director ejecutivo de Aramco advierten de que no se está invirtiendo lo suficiente en el futuro suministro de petróleo y gas. En otras palabras, podríamos empezar a quedarnos sin oferta de petróleo y gas antes de que empiece a bajar la demanda.
     
    Desde cierto punto de vista, esto sólo facilitaría la transición hacia el abandono de los combustibles fósiles porque, al limitarse la oferta, éstos serían menos asequibles. El problema es que las alternativas también son cada vez menos asequibles debido al suministro limitado de materias primas.
     
    La pregunta definitiva para nuestro futuro podría ser qué es menos caro. Algunos creen conocer la respuesta, y es "eólica y solar". Otros, conocedores de la industria minera y la geopolítica, discrepan. Sólo el tiempo dirá quién tiene razón.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
     
  • Análisis: Asombroso acercamiento “estratégico“ de Putin y Erdogan: se dispara el petróleo

    El mismo día que el Kremlin anunció la instalación de una base naval permanente (¡supersic!) en Tartús (en la costa alauita de Siria), Rusia y Turquía firmaron un acuerdo estratégico para construir un gasoducto con destino a Europa, eludiendo las anteriores conexiones gaseras con Ucrania .
     
    La prensa turca califica de estratégico el acuerdo gasero, durante la 23 edición de la cumbre del Congreso Mundial de Energía en Estambul, que contará con un descuento sustancial en el precio y comporta como corolario la aceleración de la construcción de la planta nuclear turca Akkuyu .
     
    Se asienta la nueva reconfiguración cartográfica y marítima desde el mar Negro hasta el Mediterráneo, que incluye el binomio petróleo/gas con sus respectivos transportes terrestres, en cuya travesía se escenifican dos batallas cruciales: la de Alepo (Siria), a punto de caer en favor de la coalición de Rusia/Siria/Irán/Hezbolá (con la tácita anuencia turca), y la de Mosul (Irak), que empezará el 19 de octubre la coalición de EU y kurdos con sus aliados del gobierno de Irak, sin la conspicua participación de Turquía .
     
    El acuerdo estratégico, acompasado de otros suculentos aperitivos entre Rusia y Turquía –todavía miembro de la OTAN y potencia militar sunita de primer orden– trastoca en forma dramática las coordenadas desde el mar Negro hasta el Mediterráneo y reconfigura la cartografía energética de Europa, quedando aislada Ucrania, y contaría con dos gasoductos que atravesarán el lecho del mar Negro, con una capacidad combinada de 30 mil millones de metros cúbicos de gas operados por la gasera estatal rusa Gazprom: uno destinado al consumo interno de Turquía y el otro al restante de Europa.
     
    El gas natural se disparó hasta 3.27 dólares y arrastró al barril de petróleo a 53.73 dólares en la variedad Brent, a niveles de hace un año, luego de que el zar energético Vlady Putin apoyó un tope a la producción fraguado por la OPEP para ser aplicado en su cumbre en Viena a finales de noviembre, y que pudiera alcanzar un mínimo de 60 dólares el barril.
     
    Rusia no es miembro de la OPEP, pero viene negociando con Arabia Saudita (AS) –arrojada a las fauces del Congreso de EU con su letal legislación derivada del 11/S– un recorte extractivo con tal de mejorar su precio secuestrado por la banca de Wall Street y la City (Londres). No pasó desapercibido que el zar Vlady Putin haya sostenido reuniones bilaterales con los presidentes de Turquía y Venezuela.
     
    En solo tres meses, es la tercera vez que se reúnen el zar Vlady Putin y el sultán neo-otomano Erdogan, quien busca diversificar sus relaciones exteriores después del golpe fallido en su contra, teledirigido por EU y la OTAN.
     
    En contraste con los palafreneros del fin del petróleo y la “revolución energética del gas esquisto (shale gas)”, con todo y su letal fracking (fracturación hidráulica), el zar energético ruso sentenció que todavía no ha llegado el crepúsculo del binomio petróleo/gas en un futuro visible debido a “la demanda de la energía tradicional (sic), apoyada no sólo por la motorización y la electrificación de inmensos países, como China e India, sino también por la participación continua de los productos del petróleo y el gas en las aéreas más diversas de la vida humana,en los procesos industriales . 
     
    Según el zar ruso: la congelación, o incluso la reducción de la extracción del petróleo, es probablemente la única solución correcta para mantener la estabilidad energética mundial. Hoy la producción total de los 14 miembros de la OPEP asciende a 33.5 millones de barriles diarios (mbd), y en su reciente reunión en Argel acordaron reducirla a 32.5 mbd, a lo que se sumaría en forma externa Rusia, que produce 11.1 mbd, mucho más que la misma AS, con 10.6 mbd. Las producciones de esta última nación, líder de facto de la OPEP, y Rusia se encuentran a su máximo con precios mediocres, cuando podrían recibir mejores dividendos produciendo menos.
     
    El Congreso Mundial de Energía de Turquía, con representantes de los sectores político/energético de 80 países, se celebró bajo el cántico de la transición energética hacia la alternancia de la energía renovable. Mientras llegue la prometida parusía de la energía renovable, Turquía y varios países de Europa, no se diga los gigantes China e India, que ostentan los mayores crecimientos geoeconómicos del planeta, seguirán consumiendo gas y petróleo en la fase transitoria.
     
    Quedó atrás el derribo, en la transfrontera turco-siria, del avión ruso por Turquía. Reuters comenta que la construcción de la base naval permanente de Rusia en Tartús contempla expandir su presencia militar en Siria. Hoy Moscú sopesa reabrir sus anteriores bases en Cuba y Vietnam, cuando se encuentra en pláticas para abrir una base aérea en Egipto (sic) y anhela abrir bases en Venezuela, Nicaragua, Singapur y las islas Seychelles.
     
    ¿Tan fuerte se siente ahora Rusia para avanzar sus piezas de ajedrez en el tablero militar/energético global con el apoyo tácito de China? ¿Habrá detectado Rusia la debilidad de EU, que huye hacia adelante? A juicio del senador ruso Igor Morozov, del Comité de Asuntos Internacionales, el avance en Tartús representa un incremento también de su potencial militar en todo Medio Oriente.
     
    Los contenciosos del binomio Ucrania/Siria, que enfrentan a EU con Rusia, han llevado a que Moscú haya traslado los misiles S-300 a Tartús y los Iskander al enclave ruso de Kaliningrado, que pone en jaque a los países bálticos y a Polonia hasta un radio que alcanza Berlín.
     
    Tan importante como el gasoducto estratégico ruso-turco, de un costo de 10 mil millones de dólares, es la construcción por Rosatom de Rusia de la primera planta nuclear de Turquía en Akkuyu, de un total de cuatro plantas a un costo de 20 mil millones de dólares. El mismo Erdogan ha deplorado la vulnerabilidad en energía que depende de países extranjeros, por lo que contempla que 10 por ciento de la producción eléctrica provenga de fuentes nucleares .
     
    El acuerdo estratégico envolvió el contencioso sirio –donde Moscú y Ankara han acercado sus antagónicas posturas– y la Operación Blindaje del Éufrates, mote de la tolerada intervención del ejército turco en 5 mil kilómetros cuadrados adentro de Siria, con el fin de desalojar a los rebeldes kurdos al este del río Éufrates.
     
    El zar Putin y el sultán Erdogan acordaron aportar ayuda humanitaria a la parte oriental sitiada de Alepo, lo cual pudiera desembocar en la retirada de los yihadistas sirios, pero deja fuera de la jugada la mediación de Francia, muy proclive a Obama. El zar ruso, a la contraofensiva en el electoral mes aciago de octubre en EU, se siente tan fuerte que hasta canceló la visita a su homólogo galo.
     
    Por : Alfredo Jaliftelesurtv.net
     
     
  • ANH dice que reservas probadas de petróleo y gas son 7,5 y 7,2 años, respectivamente

    Las reservas probadas de gas bajaron de ocho a 7,2 años. La ministra de Minas y Energía resaltó que el recobro mejorado pasó de 21% a 23% y es el camino correcto.
    El Ministerio de Minas y Energía, encabezado por Irene Vélez, y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) dieron a conocer el informe anual de reservas de petróleo y gas. El reporte, con corte al 31 de diciembre de 2022, estima que el país tiene reservas probadas de petróleo y gas para 7,5 y 7,2 años, respectivamente.
     
    Las reservas probadas de petróleo pasaron de 2.039 millones de barriles reportados en 2021 a 2.074 millones en 2022. Además, la producción de petróleo fue de 275 millones de barriles, un aumento de 6 millones respecto al año anterior. Con corte de 2021, las reservas eran de 7,6 años.
     
    Mientras que las reservas probadas de gas se situaron en 2.82 terapies cúbicos (Tpc), con una diferencia de -0,35 con respecto a 2021, la producción de gas comercializado fue de 0,39 terapies cúbicos. Para 2021, el reporte indicó que las reservas eran de ocho años, es decir que en este insumo también bajó si se mide en tiempo.
     
    La ministra Vélez, durante el congreso de Naturgas, que inició ayer en Barranquilla, se refirió al informe y dijo que “entre 2021 y 2022, hubo un aumento de 1% respecto a las reservas probadas de petróleo. Esto quiere decir que, aunque hubo un proceso de producción, hemos logrado mantener, e incluso incrementar, aunque sea mínimamente, esa producción y esas reservas”.
     
    Además, la alta funcionaria destacó que buena parte de esas reservas tienen que ver con el aumento del recobro mejorado, “pasó de 21% a 23%, lo cual, para nosotros, indica que la política del actual Gobierno de hacer un incremento de las reservas a través de la utilización de la tecnología de recobro mejorado es el camino”. También, invitó al sector de explotación a ir en esa dirección “porque nos está dando resultados”, agregó.
     
    Los ojos del sector minero energético están sobre este reporte, pues permite tomar decisiones en materia de transición energética y administración fiscal.
     
    Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy y experto en el sector, indicó que “es una buena noticia que en crudo también tengamos nuevo potencial en temas de recobro mejorado, que es de donde viene cerca de 50% del reemplazamiento de reservas”.
     
    Sin embargo, Vera dice que “definitivamente el país tiene que avanzar no sólo en esta dirección, sino en la asignación de nuevas áreas y que el petróleo y el gas sigan siendo la palanca de valor fundamental del desarrollo sostenible del país en sus componentes económico, social y ambiental y del proceso de profundización de la transición energética del país”.
     
    Vale recordar que el nuevo presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, no cerró la puerta a esta búsqueda. El pasado 9 de mayo, el ejecutivo dijo que “no es cierto que el presidente de Ecopetrol haya dicho que no firmará nuevos contratos de exploración, ojalá haya más y siga habiendo rondas, porque es lo que le da la estabilidad a una empresa petrolera en el largo plazo. El incremento de sus reservas, y para incrementarlas, requiere de áreas para buscar petróleo y gas. Lo que sí he dicho es que con los contratos existentes vamos a tener el gran reto de hacer una mayor eficiencia”.
     
    Ese mismo día, Roa reiteró que la decisión es del Gobierno Nacional “y sabemos que en este momento están haciendo una revisión exhaustiva para mirar el balance de esa autonomía, esa soberanía nacional en la disponibilidad de recursos para atender la creciente demanda de combustibles que se viene percibiendo en el contexto nacional”.
     
    Y el ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, dijo el pasado 11 de mayo que “esa opción no está cerrada, simplemente estamos esperando el informe de la ANH. Ese informe nos debe decir dos cosas: reservas y qué pasó con los 200 contratos que estaban vigentes y de los cuales habían 40 suspendidos”.
     
    No obstante, la ministra Irene Vélez no confirmó si esta posibilidad de seguir explorando se abrirá, por el momento, la decisión de no firmar contratos se mantiene.
     
    Expertos aún confían en que se reconsidere la firma de contratos
    Los expertos aún están atentos a la decisión del Gobierno Nacional. “Los hechos y datos y las evidencias le están mostrando que sí lo permitirán y esperamos que vaya tomando decisiones al respecto, que pueden comenzar por permitir la extensión de actividades exploratorias a las áreas contiguas de bloques en producción hoy existentes y en cuencas maduras”, indicó Vera. Otros expertos como Amylkar Acosta, exministro de Minas y Energía, y Juan Felipe Neira, docente y experto, estiman que la decisión se va a quedar así.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • ANH estudia incentivos para los contratos petroleros parados

    Clara Guatame, presidenta de la ANH, reveló que, en caso de retornar rondas para hacer exploración nueva, el foco será en áreas con potencial de gas.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos presentó su informe de recursos y reservas, en él se evidencia que el índice de vida de petróleo y gas tienen caídas. En el caso del petróleo, este cayó a 7,5 años y en gas a 7,2 años. En términos de volumen, en gas las reservas son 11% inferiores y en petróleo son 1% mayores.
     
    Al respecto, Clara Liliana Guatame explicó que hay factores como la menor reinyección de gas en los pozos que están explicando este hecho para el gas y en caso de petróleo la conexión de pozos impulsó el ligero incremento.
     
    Con respecto a la viabilización de contratos que se encuentran suspendidos, afirmó que evalúan posibilidades como incentivos para las compañías que retomen las operaciones. Así mismo, en caso de que se dé vía libre a una nueva ronda para asignación de contratos, la entidad está lista para hacerlo.
     
    El hecho de que factores económicos sean unos de los que más impulsaron el incremento de reservas en volumen de petróleo, ¿qué significa para este año que estamos viendo una baja en precios?
     
    Este es un incentivo para producir hidrocarburos. Tenemos que ver cómo se comporta la economía este 2023. En lo corrido del año sí hemos visto una tendencia a la baja, pero no es el único factor que está explicando los resultados de reservas. Hay cinco temas que funcionan de forma articulada para que se tome una decisión del desarrollo de los campos.
     
    La caída del índice de vida de gas fue muy pronunciada. ¿Qué fue lo que más incidió?
     
    Algunos campos dejaron de reinyectar gas, entonces lo que no se reinyecta es consumido y al no haber un ciclo de inyección para mantenimiento de presión. En Cusiana y Cupiagua, donde siempre se ha hecho, en este momento no se está haciendo para responder al consumo nacional. Cuando no se reinyecta gas, lo que pasa es que el agua entra y baja el volumen de reservas. Esto fue lo que pasó.
     
    En el caso de las reservas probables y posibles (2P y 3P). ¿Cuál es su índice de vida?
     
    Nosotros manejamos solo las reservas probadas. En este caso solo pusimos las probadas. Estas otras tienen un menor porcentaje de probabilidad de extraerse, de 50% y 10% respectivamente para las probables y las posibles, por lo que es muy poco las que pasan a probadas, porque requieren de mucha inversión y mayor desarrollo para sacarlas. Por esto, al hacer el informe de recursos y reservas se mira cuánto pasó a las probadas y es relativamente pequeño.
     
    Hubo un incremento en producción y explicaron que eso daba calma con respecto al Marco Fiscal de Mediano Plazo. ¿Qué explicó este hecho? ¿Fue puramente un tema económico?
     
    Hubo unos campos que entraron en producción, como CPO5 y el pozo Índico, que son de unos 3.000 a 3.500 barriles cada uno. Hubo un pozo pequeño que perforó Ecopetrol en Cupiagua de cerca de 4.500 barriles y uno de Cosecha en Caño Limón que también elevó la producción.
     
    ¿Cuántos contratos han entrado en trámite de suspensión y de terminación?
     
    Hasta el momento van seis contratos que están suspendidos este año y tres que han entrado en trámite de terminación.
     
    Son 35 contratos que están suspendidos. Pero hay que entender que este es un tema muy fluctuante, porque puede reiniciar su proceso de exploración o definitivamente pedir una terminación.
     
    ¿Cómo han sido las conversaciones con las empresas y los avances para viabilizar los contratos suspendidos?
     
    Tenemos comunicación directa con las compañías y tenemos el compromiso de escucharlas y viabilizar de mejor forma la actividad que desarrollan. Tenemos un proyecto de estrategia territorial que se enfoca en los contratos y sus causas de suspensión para trabajar en pro de levantar estos factores que permitan que el contrato continúe.
     
    También llevamos un tiempo analizando cómo se puede potenciar la exploración de los contratos que tenemos vigentes y qué estrategias podemos utilizar. Hemos analizado varios puntos, algunos de ellos desde el punto de vista de incentivos a las que continúen su actividad exploratoria. Próximamente, lo daremos a conocer, pero estamos trabajando en esto porque nuestro interés es que la exploración continúe, potencializar los contratos vigentes y apoyar a las compañías que lleven a cabo su actividad.
     
    Ahora que se habla de no otorgar nuevos contratos de exploración y producción y una de sus funciones es promocionar la exploración. ¿Qué ha pasado con esta área y esta función?
     
    Sí, al interior hay una vicepresidencia que se encarga de la promoción de áreas, pero en este momento estamos enfocados en potencializar lo que tenemos ya asignado. Entre todos estamos estructurando esta línea de trabajar en pro de nuestra función con los contratos vigentes.
     
    En caso de que se le permitiera la entrega de nuevas áreas para exploración y producción, ¿tienen áreas ya mapeadas que podrían salir a una ronda?
     
    Esa es una función primordial de la Agencia y nosotros no dejamos de hacer lo que debemos hacer. Tenemos una vicepresidencia técnica cuyo trabajo es evaluar el potencial de algunas áreas.
     
    De hecho, ya tenemos unas áreas clasificadas y ahora estamos enfocados mucho en gas entonces tenemos un análisis de cómo impulsarlo en el Piedemonte, estamos viendo lo que está pasando en el offshore y en el Valle Inferior del Magdalena.
     
    Por Daniela Morales Soler para Portafolio.
  • Arabia Saudita utiliza campo de gas en disputa como herramienta geopolítica

    El campo de gas Dorra es un campo de gas políticamente disputado que es compartido por Arabia Saudita, Kuwait e Irán.
    Aunque ha habido señales en el último año más o menos de que China está tramando un ablandamiento de las relaciones entre los enemigos históricos, Arabia Saudita e Irán, el hecho es que cuando se trata de derechos sobre campos de petróleo y gas, ninguno de Oriente Las dos grandes potencias indígenas de Oriente son conocidas por su flexibilidad o buen humor. Agregue a Kuwait a la mezcla, un país de grandes recursos petroleros que no puede explotar adecuadamente debido a la intimidación de Arabia Saudita y su propia legislatura, y un campo de gas potencialmente importante que comparten los tres países, y todo comienza a verse como si tuviera los ingredientes de una telenovela de media tarde en la que Erik Estrada podría regresar como actor. Las estimaciones sobre la cantidad de gas que contiene el campo Dorra varían enormemente, desde alrededor de 10 billones de pies cúbicos de reservas existentes hasta alrededor de 60 billones de pies cúbicos, al igual que las estimaciones de los niveles de producción que podría alcanzar, con un rango que va desde alrededor de 800 millones de pies cúbicos por día a poco más de mil millones de pies cúbicos por día. Un promedio promedio de la cantidad de petróleo en el lugar es de alrededor de 300 millones de barriles, con una estimación promedio promedio de producción diaria de alrededor de 84,000 barriles por día. En cuanto a la ubicación exacta del campo geográficamente hablando, se encuentra en aguas poco profundas en el norte del Golfo Arábigo, al noreste de Arabia Saudita, al este de Kuwait y al oeste de Irán. En términos de campos de gas y petróleo, Dorra se encuentra al este del enorme campo petrolífero de Burgan en la costa de Kuwait,
     
    Aparte de su ubicación geográfica complicada, hay varios otros giros en la trama que hacen que la saga que rodea el campo de Dorra sea potencialmente atractiva para ver. El papel de 'socio psicótico que regresa' al papel de 'socio económicamente atrapado' de Kuwait es asumido con un estilo de método profundo por Arabia Saudita, que cerró unilateralmente toda la producción de la PNZ en 2014, con pleno conocimiento de que esto paralizaría financieramente a Kuwait con el tiempo. Riyadh ni siquiera levantó el cierre de la producción en PNZ después de que destruyó aún más las finanzas de Kuwait y todos los demás miembros de la OPEP durante la desastrosa Guerra de precios del petróleo de 2014-2016.que Arabia instigó para destruir el entonces incipiente sector de petróleo de esquisto estadounidense. Arabia Saudita solo decidió que podría levantar el cierre en 2020 cuando quedó claro que la última guerra de precios del petróleo (en ese año), instigada nuevamente por Arabia Saudita, con el mismo objetivo, usando la misma estrategia y las mismas tácticas, y que también resultó en un desastre para él y la OPEP, lo que significa que necesita bombear cada gota de petróleo que pueda tener para pagar el enorme dividendo de su salida a bolsa igualmente desastrosa de Saudi Aramco . 
     
    No se debe subestimar ni olvidar el grado de rencor, venganza y acoso directo que llevó a los saudíes a cerrar la PNZ en primer lugar en 2014, ya que sirve como una guía de lo que podría suceder a continuación para la PNZ, para Kuwait. , y para el campo de gas de Dorra. La línea oficial saudita en ese momento para el cierre del campo Khafji en PNZ, que era con mucho el mayor de los activos de producción en la Zona, era que no cumplía con los nuevos estándares ambientales de emisión de aire emitidos por Arabia Saudita. -conocido como para no ser realmente una cosa Presidencia de la Autoridad de Meteorología y Medio Ambiente (no, en serio). Supuestamente, el campo, que produce alrededor de 280,000-300, 000 bpd de petróleo crudo Arabian Heavy Grade y alrededor de 125 millones de pies cúbicos estándar por día de gas asociado, habían provocado una fuga de gas en una de sus 15 plataformas. Ergo, aparentemente, toda la Zona requirió el cierre durante al menos cinco años, ya que supuestamente la planta asociada recolecta su gas de todas las instalaciones en tierra en la PNZ.
     
    La versión no oficial, y verdadera, relacionada con OilPrice.comen ese momento por fuentes de energía de alto nivel en los departamentos de seguridad energética relevantes de los EE. UU. y la Unión Europea, fue que cerrar el campo era la forma de Arabia Saudita de 'tirar de la cadena de Kuwait para mantenerlo en línea', ya que el Reino percibió que su vecino había sido pisando fuerte en los meses previos al cierre. Específicamente en este contexto, Kuwait había aumentado su competencia abierta con Arabia Saudita en los principales mercados de exportación asiáticos hasta el punto de vender petróleo a compradores en Asia con el descuento más amplio en comparación con el grado saudí comparable durante 10 años. Además, Kuwait también había estado poniendo obstáculos a las propias operaciones del Reino en la región de Wafra de la PNZ al aumentar la dificultad de Saudi Arabian Chevron (SAC) para obtener permisos de trabajo para operar en la Zona.
     
    Dio la casualidad de que, después de otro intento deslumbrantemente mal concebido en 2020 de descarrilar el sector del petróleo de esquisto bituminoso de EE. gota de petróleo que podría poner en sus manos para hacer que las finanzas del presupuesto parezcan menos alarmantes para aquellos altos saudíes que no apoyan su acceso al poder. Esto incluía el aceite en el PNZ y, milagrosamente, exactamente al mismo tiempo, se descubrió que la tubería de gas con fugas ya no tenía fugas. Sin embargo, desafortunadamente para el buen Príncipe, Covid-19 estalló en todo el mundo y descarriló estos planes. Con la enfermedad aparentemente en retirada en la región, Arabia Saudita ha decidido seguir adelante con la producción total de la PNZ, anunciando la semana pasada que él y Kuwait han aumentado sus estimaciones para su inversión en el campo de gas Dorra en casi 70 millones de dólares. Esto, a su vez, elevará la inversión total estimada para el campo hasta casi US$2,650 millones. 
     
    Dado su terrible comportamiento con respecto a la PNZ, es difícil no imaginar que Arabia Saudita está reavivando su interés en el yacimiento de gas de Dorra simplemente para ejercer un mayor control sobre Kuwait y también para producir un nuevo punto álgido para sus futuros tratos con Teherán, ya que Dorra El campo se comparte con Irán (donde se conoce como el campo 'Arash'). Arabia Saudita actualmente no necesita realmente nada del gas que provendrá de Dorra, ya que no solo tiene sus importantes reservas de petróleo, sino que también tiene gas asociado y no asociado propio, incluidos los del gran campo de Jafurah. Irán tampoco tiene una necesidad real del gas Dorra/Arash, ya que tiene el enorme campo South Pars y North Pars, y también varios otros campos de gas importantes no asociados. Kuwait, sin embargo, tiene gas muy limitado, asociado o no asociado, y fuentes de la industria estiman que necesitará al menos 4 mil millones de pies cúbicos por día de gas para 2030 solo para satisfacer sus necesidades internas. Por lo tanto, esta es otra herramienta útil con la que Arabia Saudita puede "dar un tirón a la cadena de Kuwait".
     
    En cuanto al uso de Dorra por parte de Arabia Saudita en sus tratos con Irán, las posibilidades son intrigantes. Ciertamente, como dejó en claro Irán a lo largo de este año, la República Islámica no tiene intención de dejar pasar el asunto y ya se está moviendo para comenzar a desarrollar el campo, dijo a OilPrice.com una fuente que trabaja muy de cerca con el Ministerio de Petróleo de Irán en exclusiva la semana pasada. “El campo [Dorra] podría ser utilizado por Arabia Saudita en sus negociaciones en curso con Teherán sobre una mayor cooperación entre los dos en asuntos energéticos, en línea con lo que China quiere de los dos”, dijo la fuente. “Por otro lado, el campo podría usarse para agresiones indirectas contra Irán, tal vez cuando Irán organice más ataques contra las instalaciones petroleras de Arabia Saudita a través de los hutíes”, concluyó.
     
    Por Simon Watkins para Oilprice.com
  • Asegurar abastecimiento de Gas, prioridad del gobierno: Minminas

    La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) participaron en la discusión del documento “Análisis y Evaluación de la Política de Gas Natural y el desarrollo de activos de flexibilidad dentro del Plan de Abastecimiento”, realizado por la Dirección de Estudios Sectoriales de la Contraloría General de la República.

     
    En el encuentro se presentaron los antecedentes y desarrollo del Gas Natural en Colombia destacando el crecimiento, los aspectos de política pública definidos para el sector y la planeación del Gobierno Nacional para alcanzar las metas establecidas en el Plan de Desarrollo 2014-2018. Además, se resaltó la prioridad de asegurar el abastecimiento del Gas Natural en el territorio colombiano.
     
    Por otro lado, el Ministerio de Minas y Energía destacó la importancia de seguir incentivando la exploración de este hidrocarburo, pues Colombia cuenta con importantes reservas de gas natural, como la Cuenca Sinú-San Jacinto en los departamentos de Córdoba y Sucre, además de las perspectivas costa afuera en los pozos Orca y Kronos.
     
     
    MME - paisminero.co
  • Canacol Energy canceló contrato con EPM para llevar gas a Medellín

    La empresa argumentó 'obstáculos legales, sociales y de seguridad cada vez mayores que han surgido en los últimos meses'.
    Canacol Energy informó que decidió terminar un contrato de venta de gas a largo plazo 'take or pay' con Empresas Públicas de Medellín (EPM). El convenio estaba programado para comenzar entregas el 1 de diciembre de 2024.
     
    "El proyecto se encontraba aún en el proceso de obtención de la licencia ambiental requerida para la construcción del gasoducto para entregar el gas contratado desde la planta de procesamiento de gas Jobo, de Canacol, hasta la ciudad de Medellín", explicó la empresa.
     
    Según explicó la compañía, si bien la demora en la obtención de la licencia ambiental (la cual debió lograrse en julio de 2023) no ponía "en peligro la ejecución oportuna del proyecto o del contrato de venta de gas", sí entra en un sinnúmero de obstáculos legales, sociales y de seguridad cada vez mayores que han surgido en los últimos meses y que llevó a Canacol "a reevaluar el futuro probable y la prioridad asignada a este contrato". 
     
    Así las cosas, entre las razones expresadas para esta decisión están:
     
    - Las circunstancias legales, sociales y de seguridad.
     
    - Las dinámicas dentro del mercado de gas colombiano.
     
    - La decisión de Canacol de invertir en sus programas de exploración de gas natural en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena y en Bolivia.
     
    "Canacol ha comunicado a EPM su intención de terminar el contrato con efecto inmediato (...) La cancelación del contrato no incurrirá en ninguna penalidad para la empresa", explicó.
     
    Lo que viene
     
    Tras su decisión, Canacol dijo que se enfocará en:
     
    - Reducir el gasto de capital en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena (VIM) a partir de 2024, ya que los volúmenes planeados para ser enviados a Medellín a partir de diciembre de 2024 por 12 años ya no serán necesarios.
     
    - Invertir el capital futuro en el VIM para apuntar al uso completo de la infraestructura de transporte existente.
     
    - Perforar el pozo de exploración de gas de alto impacto Pola 1, en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena en el segundo trimestre de 2024, en el Contrato de Exploración y Producción VMM45, operado con el 100 % de participación y que, de ser exitoso, podría comercializarse en el mercado interior (Bogotá, Medellín y Cali) a través del gasoducto existente de la Transportadora de Gas Internacional (TGI), situado a 10 kilómetros de la ubicación de Pola 1.
     
    - Utilizar el exceso de capital procedente de un programa de capital reducido en el VIM para reducir la deuda.
     
    Así mismo, Canacol mantiene su entrada estratégica a Bolivia con la ejecución de tres contratos de exploración y producción con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), la empresa estatal boliviana de petróleo y gas.
     
    "Canacol ha constituido garantías iniciales por un total de 1,4 millones de dólares. También estamos tramitando la aprobación gubernamental para la adjudicación de un cuarto contrato. La producción de gas de Bolivia ha disminuido en los últimos años, y estos acuerdos, ejecutados con la participación de YPFB, forman parte de los esfuerzos del Gobierno boliviano por atraer inversiones para aumentar las reservas y la producción de gas", dijo Charle Gamba, Presidente y CEO de Canacol.
     
    Por Portafolio.
  • Centrica del Reino Unido firma un mega acuerdo de $ 8 mil millones para asegurar el GNL de los EE. UU.

    El propietario de British Gas, Centrica, ha firmado un megaacuerdo de 6.200 millones de libras esterlinas (8.000 millones de dólares) con el productor estadounidense de combustibles fósiles Delta Midstream, en un bienvenido impulso para el suministro de energía del Reino Unido.
    El acuerdo ES por 1 millón de toneladas por año de gas natural licuado (GNL) durante 15 años, y significa que Centrica recibirá alrededor de 14 cargamentos de GNL por año.
    Esto podría proporcionar suficiente energía para calentar el cinco por ciento de los hogares del Reino Unido anualmente.
     
    Los suministros se enviarán desde Delfin Deepwater Port, ubicado a 40 millas de la costa de Luisiana, y se espera que las primeras operaciones comiencen en 2027.
     
    Esto sigue al acuerdo de suministro de tres años de Centrica con Equinor, que calentará 4,5 millones de hogares del Reino Unido hasta 2024 y la reapertura de la instalación de almacenamiento de gas Rough en octubre de 2022. 
     
    Rough ahora proporciona la mitad de la capacidad total de almacenamiento de gas del Reino Unido con el potencial de almacenar más de 50 mil millones de pies cúbicos (bcf) de gas, suficiente para calentar casi el 10 por ciento de los hogares del Reino Unido durante el invierno.
     
    Ciudad AM . entiende que Centrica está presionando por un mecanismo de tope y piso para proporcionar un flujo de ingresos garantizado, a cambio de invertir hasta £ 2 mil millones para restaurar el proyecto a plena capacidad.
     
    El acuerdo entre Centrica y Delfin también sigue a la firma de una asociación de energía y seguridad entre el Reino Unido y los EE. UU. en diciembre pasado, en la que se enviarán 9 mil millones de metros cúbicos de GNL desde los EE. UU. al Reino Unido este año.
     
    El GNL es gas natural que se ha reducido a un estado líquido, a través de un proceso de enfriamiento antes de que luego se vuelva a convertir en gas para su uso.
    Para el proceso de licuefacción se enfría por debajo de -150 grados centígrados antes de ser regasificado.
     
    La demanda de GNL está en auge en Occidente, con Europa y Asia compitiendo por suministros principalmente de EE. UU. y Medio Oriente, lo que  elevó los precios el verano pasado  y reforzó las arcas de los productores.
     
    Habrá  más barcos que transporten gas natural licuado (GNL) que superpetroleros de petróleo en los próximos cinco años,  según una investigación reciente de Global Data.
     
    Sin embargo, la fuente de energía es  controvertida debido a su muy alta intensidad de emisiones de carbono  y su papel cada vez mayor en la combinación de suministro del Reino Unido a medida que disminuyen los recursos domésticos.
     
    Sin embargo, el director ejecutivo de Centrica, Chris O'Shea, consideró que el acuerdo era "vital para la seguridad energética del Reino Unido".
     
    Él dijo: “El último año ha demostrado la importancia crítica de invertir en la seguridad energética del Reino Unido. Abordar el impacto inmediato de la crisis energética en nuestros clientes ha sido una de nuestras mayores prioridades, pero soy muy consciente de que también debemos mirar hacia el futuro para gestionar los riesgos futuros y asegurar nuestros suministros.
     
    “Además de fortalecer los vínculos comerciales entre el Reino Unido y los EE. UU., este acuerdo, junto con la reapertura de Rough y nuestro importante acuerdo con Equinor, muestra que Centrica está invirtiendo fuertemente para preparar el suministro de energía del Reino Unido para el futuro y abordar una de las causas subyacentes de la crisis de energía."
     
    Por CityAM.
  • Chevron no aceptó nueva fórmul del gas de la Creg

    La petrolera, una de las principales proveedoras del hidrocarburo en la Costa, mantendrá su indexador.
     
    Este martes se cumplía el plazo para que la petrolera Chevron decidiera si aceptaba o no la fórmula propuesta por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg, para el incremento de los precios del gas que vende a los usuarios de la costa Caribe.
     
    La empresa envió un oficio a la Creg en el que aseguró que no aceptaba la nueva fórmula debido a que esta implicaba un nuevo cambio en las normas de juego.
     
    A pesar de que en la mañana sectores políticos e industriales de la costa Caribe pidieron al Gobierno intervenir para que Chevron se ajustara a la nueva fórmula, que incluye entre sus elementos el precio del WTI, finalmente la gigante estadounidense no hizo el cambio.
     
    La resolución de la Creg indica que la adopción de la fórmula es discrecional y depende de acuerdos entre productores y consumidores.
     
    El gremio petrolero ha asegurado en diversas ocasiones que una nueva modificación al indexador afecta la estabilidad jurídica del país.
     
    Portafolio.co
  • Colombia sigue esperando el gas de Venezuela

    El Nacional / Pese a que Colombia no ha tenido dificultades para atender el incremento de la demanda de gas por parte de las generadoras térmicas, delegados de Ecopetrol avanzan en los diálogos con las autoridades venezolanas a fin de que ese país inicie las exportaciones de gas a este lado de la frontera, tal como se comprometió hace varios años.
     
    Fuentes del sector energético aseguran que las plantas de generación térmica han venido trabajando sin dificultades, ya que los yacimientos nacionales de gas han podido atender sus necesidades, aunque los precios se hayan incrementado. Sin embargo, el aumento de la demanda de gas por parte de las térmicas es evidente.
     
    En la primera semana de enero del 2016 prácticamente se duplicó al pasar de un promedio de 200 GB para luego bajar a 404 en la segunda, 378 en la tercera, 361 en la cuarta y 382 en la quinta semana del presente año.
     
    "Lo importante es que ha habido gas y que Colombia dispone de energía eléctrica, sin racionamientos, tras esta larga temporada de sequía, a pesar de la menor producción de energía hidráulica... a quienes compraron energía en firme, es decir con una programación definida de entregas, se les está cumpliendo", dijo una fuente del sector.
     
    Los productores de gas reconocen que el hidrocarburo de Venezuela puede impulsar los precios del combustible a la baja.
     
    Colombia y el país vecino tienen un acuerdo en el sentido de que las empresas colombianas le vendía el combustible durante 7 años continuos al vecindario, pero con el compromiso de que una vez contaran con la infraestructura suficiente, es decir, este año, debían venderle gas a Colombia.
     
    Sin embargo, cumplido el periodo en el que Colombia colocó en ese mercado unos 5.000 millones de dólares, entre 2008 y 2015, el gobierno del presidente Nicolás Maduro señaló que no podía  
     
    El Tiempo : Colombia sigue esperando el gas de Venezuela
     
    Con Información de El Nacional
  • Colombia, en el rebusque de gas

    El sector gasífero mundial alista baterías para la Cumbre del Cambio Climático, pero el país, aunque interesado en utilizar energías limpias, está más enfocado en abastecerse. Importaciones de Venezuela inician en enero.

    La reducción de las emisiones de CO2  es una de las preocupaciones a las que se les está buscando solución desde todos los organismos internacionales. Uno de los sectores que se están poniendo a tono con esta nueva realidad es el gasífero. Al tratarse de un recurso óptimo para la generación de energía, más limpio con respecto a líquidos como la gasolina y el diésel, los productores están buscando alinearse de cara a la Conferencia del Cambio Climático de las Naciones Unidas, que se realizará este año en París. Quieren hacer parte de la ecuación energética limpia que el planeta está buscando.
     
    “El gran mensaje es que a pesar de ser un hidrocarburo, es el menos perjudicial para todos. Sin embargo, el mundo no puede hacer un cambio de la noche a la mañana de energías renovables, por eso  viene un proceso en el que el gas natural juega un papel muy importante para permitir hacer esa transición hacia energías renovables”, aseguró el presidente de Naturgás, Eduardo Pizano, durante la Cumbre Mundial del Gas en Cartagena.
     
    “El carbón va a seguir siendo un recurso importante  para la generación de electricidad, pero el mundo se va a ir moviendo hacia fuentes menos contaminantes. El carbón tendrá un rol importante para las plantas, ese proceso se tiene que dar, pero los combustibles van a tener que ser más limpios”, concluyó.
     
    De cara a esta nueva realidad, Colombia está en un dilema generado básicamente por la alta producción de carbón térmico (alrededor de 100 años), pero también por las limitaciones del acceso al gas, especialmente en situaciones como la actual, en las que se aproxima un fenómeno de El Niño que está teniendo un impacto directo en el sistema eléctrico.
     
    Más que voluntad, se trata de una cuestión de estrategia que permita que el sistema sea sostenible y que garantice el acceso al servicio por parte de los usuarios, tanto industriales como residenciales.
     
    Para el abastecimiento del gas, de acuerdo con el director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), Jorge Valencia, “tenemos oferta suficiente hasta el año 2023. Considerando que este recurso para las térmicas sea garantizado por  la planta regasificadora (que entra en operación en diciembre de 2017), estaremos viendo un déficit a partir de 2023”.
     
    Esta dinámica hace aún más difícil que Colombia pueda tomar una decisión tan profunda como la de modificar las materias primas, especialmente las que usa para la generación de energía. De hecho, la sequía que se avecina y el aumento del consumo, calculado por la UPME, para los primeros meses de 2016 se sumaron en esta ocasión y el país está buscando la forma de garantizar el abastecimiento.
     
    “Necesitamos la mayor cantidad de gas para cubrir la demanda. Los precios cuando hay situaciones de falta de gas como la actual, que se incrementó tanto, evidencian la situación del mercado. Hay subastas en el secundario que han cerrado a con tarifas muy altas; sin embargo, gracias a las asignaciones bilaterales hay muchos menos presión sobre los precios”, dijo el ministro de Minas y Energía, Tomás González. 
     
    Mientras se puede establecer si el gas de los proyectos off shore que se adelantan en el Mar Caribe colombiano se puede comercializar o no, en los picos más altos de consumo el país necesita buscar formas para garantizar que llegue el recurso. En esta oportunidad, Venezuela aparece como un “salvador” para el sector.
     
    Luego de que a mitad de año el contrato de exportación de Colombia hacia Venezuela fuera finalizado, según el país vecino por intermitencias en el abastecimiento, a lo que se sumaron los problemas fronterizos, la próxima semana culminará la construcción de un nuevo gasoducto para que el país inicie en 2016 la importación del hidrocarburo.
     
    Los factores climáticos, la alta demanda actual de los generadores eléctricos y la que se avecina podrán ser sorteadas, en parte gracias a este acuerdo binacional, que permitirá la recepción de 40 millones de pies cúbicos diarios de gas. Si bien el precio del recurso ya fue pactado –entre US$3 y US$5–  y es mucho menor que lo que están fluctuando en el mercado nacional, ahora el dilema para Ecopetrol es cómo comercializarlo, pues subastarlo podría implicar un nuevo aumento de la tarifa, cuando la intención es que se reduzca.
     
    Aunque existe la preocupación por utilizar energías limpias en Colombia, primero está lo primero: garantizar el abastecimiento.
     
    Por: Óscar Güesguán Serpa, Cartagena
     
    Fuente: ElEspectador.com
     
  • COLOMBIA: Creg aplicará regulación integral para mercado del gas

    Campo BallenasCampo BallenasLa Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) busca unificar la reglamentación existente en el país sobre los aspectos comerciales del mercado mayorista del mercado del gas natural. Para ello puso en consulta ante los actores del sector, durante un mes, el documento que contiene el proyecto de Resolución 094 de 2014.
     
    El objetivo de esta iniciativa es compilar la Resolución Creg 089 de 2013 y todas aquellas que la modifican complementan o sustituyen, con el fin de obtener una regulación integral para los participantes del mercado. Esto, de acuerdo con las recomendaciones de buenas prácticas regulatorias de la Ocde.
     
    La entidad hizo una invitación a los agentes,  usuarios, autoridades y a las superintendencias de Servicios Públicos Domiciliarios y de Industria y Comercio, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta.
     
    Una vez cerrado el periodo de observaciones la entidad analizará el material recibido para estudiarlo y tomar las determinaciones que correspondan con respecto a las modificaciones al texto propuesto.
     
    El contenido de la resolución incluye los cambios que se introdujeron a la fórmula para actualizar los precios del gas en los contratos de suministro de largo plazo, luego que la dirigencia empresarial, cívica y política de la Costa Caribe, expresara su desacuerdo con la forma ción del precio de combustible para la región.
     
    Los ajustes a la Resolución 089 de 2012, incluyen separar los mecanismos de comercialización en el mercado primario para el corto y largo plazo respectivamente, y crear nuevos productos para el mercado "que se ajusten mejor a los requerimientos específicos de la demanda y que no asignen riesgos inmanejables a los participantes". Además se crea un procedimiento que proteja la demanda regulada.
     
    Pizano renuncia a Naturgas 
     
    Eduardo Pizano De Narváez, presentó renuncia a la presidencia de la Asociación Colombiana de Gas Natural, Naturgas, ante el consejo directivo del gremio. Pizano, quien estuvo en cargo por casi siete años, informó que permanecerá en el mismo hasta septiembre de este año. Naturgas agremia a 26 empresas afiliadas del sector productor, transporte y distribución de gas natural. Pizano destacó el crecimiento del uso del gas domiciliario que pasó de 5,2 millones de hogares a 8,1 millones en los últimos años, de estos hogares, 85,5% son del estrato 1, 2 y 3. En su gestión se dio inicio a la utilización del Gas Natural Vehicular (GNV) en los sistemas de transporte masivo.
     
    ENTORNOINTELIGENTE.COM
  • COLOMBIA: Creg aplicará regulación integral para mercado del gas

    Campo BallenasCampo BallenasLa Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) busca unificar la reglamentación existente en el país sobre los aspectos comerciales del mercado mayorista del mercado del gas natural. Para ello puso en consulta ante los actores del sector, durante un mes, el documento que contiene el proyecto de Resolución 094 de 2014.
     
    El objetivo de esta iniciativa es compilar la Resolución Creg 089 de 2013 y todas aquellas que la modifican complementan o sustituyen, con el fin de obtener una regulación integral para los participantes del mercado. Esto, de acuerdo con las recomendaciones de buenas prácticas regulatorias de la Ocde.
     
    La entidad hizo una invitación a los agentes,  usuarios, autoridades y a las superintendencias de Servicios Públicos Domiciliarios y de Industria y Comercio, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta.
     
    Una vez cerrado el periodo de observaciones la entidad analizará el material recibido para estudiarlo y tomar las determinaciones que correspondan con respecto a las modificaciones al texto propuesto.
     
    El contenido de la resolución incluye los cambios que se introdujeron a la fórmula para actualizar los precios del gas en los contratos de suministro de largo plazo, luego que la dirigencia empresarial, cívica y política de la Costa Caribe, expresara su desacuerdo con la forma ción del precio de combustible para la región.
     
    Los ajustes a la Resolución 089 de 2012, incluyen separar los mecanismos de comercialización en el mercado primario para el corto y largo plazo respectivamente, y crear nuevos productos para el mercado "que se ajusten mejor a los requerimientos específicos de la demanda y que no asignen riesgos inmanejables a los participantes". Además se crea un procedimiento que proteja la demanda regulada.
     
    Pizano renuncia a Naturgas 
     
    Eduardo Pizano De Narváez, presentó renuncia a la presidencia de la Asociación Colombiana de Gas Natural, Naturgas, ante el consejo directivo del gremio. Pizano, quien estuvo en cargo por casi siete años, informó que permanecerá en el mismo hasta septiembre de este año. Naturgas agremia a 26 empresas afiliadas del sector productor, transporte y distribución de gas natural. Pizano destacó el crecimiento del uso del gas domiciliario que pasó de 5,2 millones de hogares a 8,1 millones en los últimos años, de estos hogares, 85,5% son del estrato 1, 2 y 3. En su gestión se dio inicio a la utilización del Gas Natural Vehicular (GNV) en los sistemas de transporte masivo.
     
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  • Colombia: Gas natural, la esperanza de Canacol Energy

    Campo Rancho Hermosos CanacolCampo Rancho Hermosos CanacolCanacol energy dio a conocer sus resultados para el tercer trimestre fiscal de 2015. El CEO de la compañía, Charle Gamba, afirmó que continúan con el foco en sus activos de gas natural en Colombia debido a los débiles precios internacionales de crudo. Los ingresos operacionales de la empresa alcanzaron los US$ 26.43 millones, un 52.51% menos frente a los US$ 55.65 millones registrados durante el tercer trimestre fiscal de 2014. La disminución es explicada por la disminución de los precios internacionales de crudo y la producción de crudo, la cual cayó un 9.83% de 8.26 Mbbl/d en el tercer trimestre fiscal de 2014 a 7.45 Mbbl/d en el mismo periodo de 2015.
     
    Por otro lado, los costos de ventas disminuyeron en 42%, al pasar de US$ 16.79 millones en el primer trimestre fiscal de 2014 a US$ 11.81 millones en el mismo periodo de 2015. A pesar de la disminución, porcentualmente los costos de ventas representaron el 30.16% y 44.67% de las ventas para el tercer trimestre fiscal de 2014 y el mismo periodo de 2015 respectivamente. El EBITDA para el tercer trimestre de 2015 fue US$ -28.92 millones, -176.35% en comparación con el mismo periodo de 2014, en donde fue de US$ 37.88 millones. Los gastos de intereses también tuvieron un aumento considerable durante el tercer trimestre fiscal de 2015 frente al mismo periodo de 2014 de 103%, afectando la utilidad neta durante el último periodo fiscal al terminar en US$ -15.64 millones, -180.45% frente a la utilidad durante el tercer trimestre fiscal de 2014 que fue de US$ 19.44 millones. Es importante resaltar que Canacol hizo una depreciación del campo Rancho Hermoso por US$ 106.75 millones en el periodo 4Q-2013 (abril a junio de 2013 en año calendario) y por US$ 27.4 millones en el periodo 2Q-2015 (octubre a diciembre de 2014) debido respectivamente al incremento en los costos de extracción y la disminución de los precios internacionales de petróleo.
     
    Con respecto al balance, la deuda de largo plazo tuvo un aumento de 22.10% y la de corto plazo de 214% entre los periodos mencionados anteriormente (3Q2014 VS 3Q2015), el nivel de endeudamiento de la compañía tuvo un leve aumento al pasar de un 37% a un 38%, para los periodos del tercer trimestre fiscal de 2014 y 2015 respectivamente. Lo anterior explicado por el también aumento del patrimonio, impulsado por las capitalizaciones de los activos de exploración (campos cuenca Bajo Magdalena) y adquisiciones de los activos de petróleo y gas por la compañía. Entre las adquisiciones esta la participación de 10% sobre el campo LLA-23 por US$ 40 millones.
     
    Por otra parte, la relación Deuda/EBITDA pasó de 1.06x en el tercer trimestre fiscal de 2014 a 9x en el mismo periodo de 2015, explicado por el aumento de la deuda y la disminución del EBITDA mencionados anteriormente, lo cual puede poner presión en las garantías financieras de sus préstamos bancarios. Finalmente a pesar de la crisis coyuntural del sector de petróleo y gas en el mundo, la compañía al finalizar el tercer trimestre fiscal de 2015 logró una producción consolidada de 10.95 Mboe/d, 0.52% mayor a los 10.89 Mboe/d registrados durante el mismo periodo de 2014. Lo anterior a pesar de la disminución en la producción de crudo mencionada anteriormente, la cual fue compensada por el aumento de 33% en la producción de gas al pasar de 2.63 Mboe/d a 3.5 Mboe/d. La producción de gas natural proviene de los campos Nelson y Palmer y se espera que la producción aumente a 11.404 Mboe/d a comienzos de diciembre del presente año.
     
     
    Fuente: Bitlam
     
     
     
  • Colombia: Negocios de gas repuntan al alza acciones de Canacol

    Durante esta semana, la acción de la petrolera colombo-canadiense Canacol Energy ha registrado las mayores alzas en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC). El martes pasado aumentó un 9.13% y cerró en COP 5,740 mientras que al siguiente día repuntó un 11.5% adicional y cerró en COP 6,400.
     
    Todo parece indicar que el anunció de la compañía en enfocar sus gastos de capital en la producción de gas natural en la costa Caribe colombiana, sumado al incremento de sus reservas probadas y probables de este hidrocarburo, ha generado una mayor confianza para el mercado. Según datos de BI, al cuarto trimestre de 2014 la producción de gas de la empresa era del 27,37% del total.
     
    La decisión de apostarle al negocio del gas tiene que ver con la reducción en la oferta en el norte del país y al aumento en los precios y la demanda.
     
    La compañía destinará los recursos soportados por flujo de caja obtenido por producción a la exploración y firma de nuevos contratos para esa zona específica del país.
     
    Canacol planea aumentar su producción de gas de 18 Mcf/d registrada a finales de 2014 a 83 Mcf/d a finales de 2015 y 118 Mcf/d a finales de 2017, las cuales ya se encuentran previamente comprometidas a diferentes clientes nacionales.
     
    Es importante recordar que Canacol antes de 2012 dependía 100% del petróleo, mientras que en la actualidad la proporción bajó alrededor del 70% debido al éxito en las recientes exploraciones gasíferas como la de Clarinete 1.
     
    La compañía afirma que hay varias plantas de generación termoeléctrica en la costa caribe colombiana que han mostrado gran interés en firmar nuevos acuerdos con Canacol. Al norte del país, hay varias empresas desarrollando proyectos de exploración de gas, como es el caso de Chevron en compañía de Ecopetrol, aprovechando el auge en los precios como consecuencia de la demanda creciente en la zona.
     
    Canacol anuncia nuevas reservas
     
    El 13 de marzo de este año, Canacol anunció el aumento de sus reservas probadas y probables de gas antes de regalías ajustadas en 41MMboe, tras el reciente hallazgo de los campos Clarinete 1 y Palmer, además de una revisión positiva en el campo Nelson, llegando a 61MMboe al 28 de febrero de 2015 equivalente a US$ 852 millones. Conjuntamente, la compañía informa que compró el 100%
     
    de la participación que compartía de los campos incluidos en los contratos VIM5 y VIM19.
     
    Dichas reservas ya están comprometidas en contratos acordados previamente y con condiciones individuales de valorización, pago y entrega para las producciones de Clarinete y Palmer. Adicionalmente, la revisión positiva de carácter técnico sobre el gas contenido en el campo Nelson, relacionado al contrato Esperanza. Además, el presidente de Canacol en Colombia, Chale Gamba, estima que para 2017 un tercio de las ventas de gas estarán dirigidas a mercados extranjeros mientras que el resto se dirigirá al mercado local, además de perseguir la meta de pasar de los actuales 3.56MMboe/d a 14.8 MMboe a diciembre de 2015.
     
    Fuente: bilatam,com
     
     
  • Corficolombiana estima las reservas de petróleo y gas tendrán un rango de ocho años

    Un informe de la firma advierte que hay que apostar por nuevos contratos de exploración, porque si se cuentan solo las reservas de petróleo, se agotarían en 2030.
    El informe de proyección de adición de reservas de crudo y gas de Corficolombiana estima que en 2022 y 2023 se redujo la proporción de reservas probadas sobre la producción y que Colombia agotará sus reservas de hidrocarburos en ocho años.
     
    Los cálculos, hechos a partir de datos de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), estiman que las adiciones de crudo aumenten levemente, mientras que las de gas continuarán retrocediendo. Para la firma, la única alternativa es apostar por nuevos contratos de exploración que mitiguen esta tendencia en el largo plazo.
     
    Reservas de crudo
     
    El informe estima que las reservas probadas de petróleo llegaron a 2.176 millones de barriles (Mbl) en 2022 y para 2023 probablemente se ubicará en 2.245 Mbl.
     
    Pese a que el avance es positivo, se soporta en revisiones y no en nuevos hallazgos. “Dada la dependencia de las revisiones del precio Brent, la moderación que estamos viendo en los precios de los commodities es un sesgo a la baja para este año y para la evolución de las reservas en el largo plazo”, detalla el informe.
     
    Como proporción de la producción, las reservas cayeron en 2022 y seguirán esta tendencia en 2023. Los pronósticos de Corficolombiana dicen que las reservas de crudo tendrán una vida útil de 7,1 años en 2023, lo que es una disminución contra 7,6 años registrados en 2021.
     
    Reservas de gas
     
    En este caso, el estudio resalta cierta estabilidad, pues para finales de este año quedarán ocho años de reservas, lo que indica que, si no se hacen cambios en contratos exploratorios, las reservas de hidrocarburos se pueden agotar hacia 2031.
     
    Además, el informe calcula que las reservas cayeron en 2022 hasta 3,14 terapies cúbicos (TPC) y para este año se ubicarán en 3,93 TPC, pero sucede algo similar al caso del petróleo, que los hallazgos aportarán un escaso valor al crecimiento de las reservas. Sin embargo, la producción de gas restará las reservas suficientes para compensar más que proporcionalmente las revisiones de este año.
     
    Como proporción de la producción anual, las reservas bajaron de 8,1 a 7,1 años desde el 2009 para el caso del petróleo. En términos de gas la caída ha sido más profunda, cayendo de 13,9 a 8 años desde el 2011.
     
    José Ignacio López, director de Investigaciones Económicas de Corficolombiana, explicó que las reservas van en función de la inversión y de los precios del petróleo. “En la última década hubo un ajuste importante en los precios, desde la caída de 2014 en los precios internacionales del petróleo, lo que generó una pérdida importante en los incentivos a la inversión y a la exploración”.
     
    En ese sentido, resulta que algunos proyectos se hacen inviables con precios más bajos. “En la coyuntura más reciente hemos visto una afectación más allá de las cifras de precios relacionado con la caída en la inversión y problemas de seguridad, hoy en día es muy relevante la discusión de la posibilidad de firmar nuevos contratos”, concluyó López.
     
    En el informe se revela una declinación persistente en la ventana de tiempo del abastecimiento, pues, por un lado, la mayor inversión en exploración se asocia con aumentos en hallazgos de petróleo y gas y, por el otro lado, una inversión de producción elevada aumenta la desacumulación de reservas.
     
    El departamento de investigaciones económicas de la firma estima que la adición de reservas que se dio en 2022 y que se dará en 2023 está concentrada en revisiones positivas por los altos precios del crudo y el gas.
     
    No obstante, se estima que la tendencia negativa de inversión en exploración será insuficiente para que los nuevos hallazgos de hidrocarburos cambien la tendencia de reservas en el corto plazo.
     
    Según dijo la Agencia Nacional de Hidrocarburos a este diario, no hay una fecha exacta aún para la publicación del informe. Sin embargo, la entidad estima que sea publicado durante los últimos días de este mes.
     
    Según Campetrol, a partir de datos de la ANH en su último reporte, las reservas probadas de petróleo se estiman en 2.039 millones de barriles, lo que se traduce en 7,6 años más de soberanía energética.
     
    Por Juliana Valentina Arenales para LaRepública.
  • Ecopetrol inicia confirmación de tamaño de hallazgo de gas

    Los trabajos de perforación se desarrollarán en el último trimestre de este año, en el mar Caribe.

    Ecopetrol anunció que para el último trimestre de este año realizará la perforación del pozo delimitador Orca Norte 1. Para ello, la petrolera firmó un contrato con la compañía Noble Corporation con el fin de contar, a partir de mediados de noviembre y por cerca de dos meses y medio, con la plataforma de perforación Noble Discoverer, que se encargará de perforar el pozo con el cual se podrá comprobar el potencial del hallazgo anunciado en diciembre de 2014.

    Cabe recordar que la exploración está situada a 40 kilómetros de la costa del departamento de La Guajira y fue el primer hallazgo en aguas profundas del Caribe colombiano reportado.

    La compañía Noble informó que la plataforma llegará a aguas colombianas en noviembre de este año y el tiempo de operación estimado por parte de sus equipos será de 72 días, aproximadamente.

    Orca Norte 1 hace parte del bloque Tayrona y está ubicado en aguas profundas del Caribe colombiano.

    De acuerdo con la compañía, este es un hito en la exploración de hidrocarburos, ya que es el primer pozo en aguas profundas operado directamente por la Empresa.

    Según Noble, la profundidad del bloque de agua es de unos 10.000 pies, por lo que se requiere maquinaria muy específica y avanzada.

    La Noble Discoverer es una plataforma de perforación móvil, tipo semi-sumergible de sexta generación con doble torre, que actualmente está operando en Suramérica.

    "El Noble Discoverer actualmente está operando costa afuera de Guyana para CGX Resources Inc. Luego del contrato con Petronas, la plataforma está programada para comenzar un contrato costa afuera de Colombia con Ecopetrol", apuntó la compañía

    Ecopetrol conformó un equipo extendido para este proyecto, lo que permitirá cumplir el hito de perforar el pozo Orca Norte-1 antes de marzo de 2024, de acuerdo con el compromiso adquirido con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

    Solo si se da una confirmación del yacimiento, se podrá pasar a la fase de desarrollo en la que se podrá contar con las facilidades necesarias para conducir a tierra el hidrocarburo.

    Dado que este es un proceso que requiere de altas inversiones y tiempos de ejecución, Ecopetrol ha iniciado desde ya el proceso de consulta previa con las comunidades establecidas por la autoridad, que busca viabilizar el tendido y operación de un gasoducto desde Orca hasta la plataforma Chuchupa B.

    Desde esta locación se conectaría el gas extraído con el resto del país, puesto que desde Chuchupa ya existe toda la infraestructura requerida para mover este recurso. En total son 69 comunidades con las cuales tendrá que concertar la petrolera y que al vivir de la pesca podrían verse afectados con la operación.

    Actualmente, la empresa se encuentra ultimando detalles de los procesos que se requieren para soportar estos trabajos, como la base operativa en tierra, los buques de apoyo y los servicios de perforación.

    Por ahora, avanza la etapa de información a las autoridades nacionales, regionales, locales y marítimas para viabilizar el ingreso de la plataforma al país y cumplir con los requisitos normativos y de ley.

    “Este hito es de alta relevancia en la búsqueda efectiva y eficiente del gas. Desde Ecopetrol seguimos interesados en desarrollar reservas que apalanquen la aceleración que debemos darle a la transición energética en el país”, dijo el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa.

    Actualmente, el gas natural representa el 22% de la producción total de hidrocarburos del Grupo Ecopetrol; la meta es llevarlo al 30% en siete años.

    En lo corrido del año, Shell también anunció la perforación del pozo de delimitación Glaucus, en el mar colombiano. Este también es de carácter exploratorio.


    Fuente: Portafolio.co

  • Ecopetrol y Pacific Rubiales, casos diferentes que confirman el crudo panorama del sector petrolero

    Bogotá - Pese a que los precios del barril de petróleo ganaron cerca de 9% en la última semana y no caían por debajo de US$50, el panorama de las dos empresas de hidrocarburos más grandes del país ejemplifica el golpe que el crudo le ha dado al sector en el país.

    Aunque diferentes, tanto Ecopetrol como Pacific Rubiales atraviesan por un duro presente, enmarcado por investigaciones, proyecciones a la baja y otros enigmas. Hoy se conoció a través del diario El Tiempo que la firma estatal, que aún es presidida por Javier Gutiérrez Pemberthy, cuenta con una serie de problemas a raíz de sobornos a ejecutivos de la compañía para entregar contratos.

    Uno de los casos mostrados por el rotativo se trata del pago de unas supuestas consultorías que autorizó pagar Joseph Sigelman en 2010, cuando era el máximo jefe de Petrotiger Colombia, a  David Orlando Durán Flórez (ejecutivo de Ecopetrol) y su esposa, por un monto de US$335.000 para  favorecer a la compañía con un contrato de US$39 millones con la firma asiática Mansarovar.

    Para Álvaro Yunes, presidente de Fedispetrol, este es un tema novedoso que posiblemente no se percibía en el país. El directivo destacó que estos sobornos ejemplifican la corrupción que viven las esferas del Estado, y en este caso Ecopetrol, que es la compañía más vendedora del país, deberá afrontar desplomes en su acción a raíz de esta noticia.

    Cabe resaltar que el viernes pasado, la acción de Ecopetrol cerró a $2.215, con una variación negativa de 0,67%. Además, estuvo e el ranking de las acciones más transadas con un total de $28.338,35 millones, seguida de Pacific Rubiales Energy, con $20.471,78 millones.

    Precisamente esta última compañía es otra de las que está confirmando la dificultad del sector de hidrocarburos nacional. El diario El Espectador resaltó en un informe el futuro incierto que la empresa que cotiza en la Bolsa de Toronto afrontará mientras que los precios del barril de crudo no levanten cabeza y sigan por debajo de US$60 dólares.

    La publicación resaltó varios factores que demuestran que la firma dejó atrás su mejor momento. El primero es la decisión de la Bolsa de Valores de Colombia que ordenó aumentar las garantías para hacer operaciones con las acciones de la empresa; el segundo fue la ratificación de la Superintendencia Financiera de hacerle seguimiento al descenso del precio de la acción, y el tercero, el anuncio de la Superintendencia de Sociedades sobre un monitoreo financiero y jurídico.

    Así mismo se da cuenta del despido de 7.000 empleados, cancelación de contratos, replanteamiento de condiciones y demoras en pagos a proveedores. Aunque se destacó que los directivos han afirmado que la compañía es sólida y afrontarán la situación con medidas ya tomadas.

    José Manuel Restrepo, rector de la Universidad del Rosario, dijo que el momento del sector de hidrocarburos es difícil por que se presupuestan precios bajos del barril de petróleo durante el primer semestre. “Esta razón hace que las compañías tengan que ajustar costos, reduciendo la mano de obra; reorganizar; y también disminuir y cerrar la perforación y explotación de pozos”.

    Según indicó El Espectador, en el último tiempo, la Supersociedades recibió a más de diez empresas petroleras que decidieron ingresar a al ley de reorganización empresarial. Lo que da muestra de que el futuro de estas compañías petroleras será negro y el mercado bursátil y las empresas del sector estarán a al espera del desarrollo de su gestión durante las próximas semanas.




    Fuente: Larepublica.co / Gabriel Forero Oliveros
     

  • EEB se le mide a tres proyectos de transporte de gas en México, tras postergar la venta de Isagen

    Bogotá - Las polémicas diferencias en el proceso de subasta de Isagen se han calmado, luego de que el Gobierno anunciara que aplazaba el proceso por un año. La Empresa de Energía de Bogotá (EEB) fue una de las más implicadas en el caso, pues fue limitada por la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) para participar en la venta.

    Ahora que el proceso se ha detenido, la presidenta del la compañía, Sandra Fonseca, habla sobre los planes de inversión de la energética, que se quiere meter en tres licitaciones públicas en México para el transporte de gas.

    La suspensión del proceso los beneficia porque ustedes están en un proceso con el Consejo de Estado. ¿En qué va ese recurso a la tutela?

    No lo han resuelto. Ya es hora de que lo hagan, por términos. Es importante para nosotros que responda el recurso a la tutela, porque ahí están los argumentos legales de nuestra defensa. Desde el Ministerio de Hacienda se amplió un año y para nosotros es una excelente noticia, pero independientemente de eso, es importante que el Consejo de Estado nos responda, que solucione el caso de fondo.

    ¿Ustedes habían pedido medida cautelar para detener el proceso?
    Sí, pero más enfocados a que nos dieran la oportunidad de participación mientras que la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) nos resolvía el proceso de fondo, que para nosotros es que nos limitara a participar en unas condiciones determinadas.

    ¿Cómo ven que se haya ampliado el tiempo? ¿Genera incertidumbre en la subasta a las empresas?
    Para nosotros es bueno, en el sentido de que nos da el tiempo de para poder tomar las acciones y garantizar la participación. Pero también es bueno para el Gobierno, porque yo creo que el mercado le está diciendo que debe revisar las condiciones del proceso.

    ¿Cree que se debe replantear el esquema de la subasta?
    Existen diferentes alternativas para hacer el proceso. Pero yo creo que si el Ministerio de Hacienda vuelve y revisa todas las condiciones, podría lograr algunas estructuras que serán, inclusive, de mayor beneficio para la Nación.

    Ahora que se detuvo el proceso, ¿van a congelar los recursos hasta el otro año o los van a destinar a otros negocios?
    No, nosotros no podemos congelar los recursos porque tenemos que seguir concretándolas en la medida que se vayan presentando. Cada nueva adquisición va apalancando un potencial mayor de inversión y seguimos evaluando oportunidades en los países que son objeto de nuestro plan estratégico.

    Entre esos, ¿qué tienen en la mira en este momento?
    Estamos enfocados en todas las convocatorias de transporte que están abiertas en México y en las que queremos participar. En transmisión eléctrica, seguimos mirando oportunidades en Brasil, Chile y Perú.

    ¿Cree que la apertura energética de México va a reducir las inversiones en Colombia?
    Yo creo que en transporte de gas y eléctrico ya se está haciendo lo máximo que requiere el país. Lo que pasa es que un país como México, que tiene un potencial tan grande de mercado e infraestructura por desarrollar, para nosotros es muy importante participar ahí.

    ¿En qué están pensando?
    En transporte de gas, en tres convocatorias que ha abierto la Comisión Federal de Energía de México. Y ellos tienen potencial de 21 convocatorias, así que en la medida en que las vayan abriendo, vamos analizándolas.

    Del programa de inversiones, ¿cuánto se ha comprometido a la fecha con el plan de expansión?
    De los US$7.500 millones que son para el periodo 2013-2017, hemos comprometido US$2.200 millones, así que quedan pendiente US$5.300 millones. Y es importante destacar que ese trabajo no se hubiese logrado sin el apoyo del equipo humano que la EEB tiene, porque se ha venido informando en todo el plan estratégico de la empresa, pero es relevante decir que todo eso no se puede hacer si no tienes la gente que realmente, como equipo, te ayuda a hacerlo.

    La empresa hizo una estructuración para ampliar su planta laboral. ¿Cómo les ha ido?
    No es muy conocido que el año pasado la Junta Directiva nos aprobó una reestructuración y ampliación de planta para generar nuevas áreas gerenciales, como el grupo de regulación de servicios públicos, la dirección de filiales, reforzar el tema de vicepresidencia, gerentes de proyectos. Al final tuvimos un incremento de 70 personas que nos están ayudando como grupo a implementar el plan de inversiones. Nos ha ido muy bien con esa ampliación.


    Fuente: Larepublica.co / Merian Araujo R.


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  • El auge energético de EE.UU. no pierde fuerza

    Nuevas técnicas de perforación y el uso de la fracturación hidráulica prolongan el 'boom' de la producción de petróleo y gas en el país
     
    Los escépticos del auge energético de Estados Unidos no se cansan de decir que la bonanza tiene los días contados porque requiere la perforación de un número cada vez mayor de pozos.
     
    No obstante, el boom ya ha durado más de lo que nadie había imaginado hace una década y todavía tiene margen para seguir creciendo. Esto se debe a que los yacimientos de crudo y gas natural se han vuelto más productivos, una tendencia hasta ahora no reconocida pero potente que debería mantener el flujo de combustibles.
     
    En 2003, la industria energética estadounidense recién empezaba a combinar las técnicas de perforación de esquisto y el posterior uso de la fracturación hidráulica, disparando toneladas de agua, químicos y arena contra las rocas.
     
    Four Sevens Oil Co. perforó el mejor pozo de gas de ese año, en el yacimiento de esquisto llamado Barnett, en Texas, según Drillinginfo, un servicio de datos de la industria que realizó un análisis encargado por The Wall Street Journal.
     
    Four Sevens utilizó lo que en ese entonces se consideraba unos exorbitantes 2,8 millones de galones de líquido y más de 100.000 kilos de arena para fracturar el yacimiento, llamado Braumbaugh, el apellido de la familia dueña de los derechos minerales.
     
    Durante su rendimiento máximo, el pozo expulsaba 5,9 millones de pies cúbicos de gas al día. "Estábamos muy contentos", dice Dick Lowe, cofundador de Four Sevens. Cuando el estado de Texas publicó los datos de producción, los competidores sintieron envidia.
     
    Hoy, sin embargo, Braumbaugh parece insignificante.
     
    Cabot Oil & Gas Corp. COG -1.40%  perforó el mejor pozo de gas en EE.UU. el año pasado, en Pensilvania. Con perforaciones horizontales más largas y fracturando el yacimiento repetidamente, Cabot inyectó 12,5 millones de galones de líquido, más de cuatro veces la cantidad que usó Four Sevens, y empleó seis millones de kilos de arena.
     
    El pozo produjo 30,3 millones de pies cúbicos al día, cinco veces el récord que había establecido Four Sevens una década antes. "Ese es un pozo realmente bueno", reconoce Lowe. "Creo que soñé con perforar uno de ese tamaño".

    La industria de crudo y gas estadounidense ya no se dedica tanto a encontrar nuevas formaciones de esquito para explotar. En cambio, se concentra en hallar maneras de sacarles el jugo a los yacimientos que ya descubrió. Y lo está logrando.
     
    Los resultados están a la vista. EE.UU. se ha convertido en el primer productor de energía del mundo, los precios del gas natural se han mantenido bajos y la producción petrolera estadounidense ha ayudado a prevenir un alza en los precios globales del crudo.
     
    Por supuesto, yacimientos más grandes y más ricos equivalen a costos más altos, lo que deja a los perforadores más vulnerables a una caída en los precios de la energía.
     
    Además, estas operaciones más agresivas crean problemas medioambientales por el mayor uso de arena y agua potable para la fracturación hidráulica. Desechar los líquidos utilizados para la fracturación también puede producir terremotos y las operaciones de mayor envergadura exigen más equipos y viajes en camión, lo que causa dolores de cabeza para las comunidades vecinas.
     
    Lo que no está en disputa es que los pozos recién perforados son mejores que los que están reemplazando.
     
    El número de plataformas de perforación en EE.UU. casi no ha registrado cambios, aunque la producción está creciendo. La Administración de Información de Energía de EE.UU. (EIA, por sus siglas en inglés) bautizó el fenómeno como "productividad perforadora" y señala que no hay señales de una desaceleración.
     
    Lynn Westfall, directora de mercados energéticos y análisis financiero de la EIA, recalca que el número de plataformas en el yacimiento de esquisto Eagle Ford en Texas "no ha cambiado desde 2012, pero la producción por pozo nuevo se ha duplicado".
     
    La innovación marca la diferencia. El gobierno estadounidense proyectó hace poco que la producción petrolera crecerá hasta 2019 para luego estancarse. Sin embargo, un segundo escenario en el informe sugirió que la tecnología de extracción seguirá mejorando, lo que permitirá que la producción de crudo siga incrementando hasta por lo menos 2040.
     
    La historia reciente de la productividad de los pozos de crudo es similar a la del gas.
     
    Headington Oil perforó en 2003 un pozo experimental en la formación de esquisto Bakken, en el estado de Montana cerca de la frontera con Dakota del Norte. La petrolera con sede en Dallas bombeó casi 326.000 galones de líquido y utilizó 290.000 kilos de arena. El pozo produjo 828 barriles al día en octubre de 2003.
     
    Pat Smith, director operativo de Headington, señala que su objetivo era fracturar hasta la última gota, pero no tenía la experiencia necesaria. EOG Resources Corp. perforó un pozo en Eagle Ford el año pasado utilizando 30 veces el líquido que empleó Headington. También usó 6,4 millones de kilos de arena. El resultado: 2.748 barriles diarios.
     
    Headington vendió en 2008 sus activos en Montana a XTO Energy Inc., hoy parte de Exxon Mobil Corp. XOM -0.03%  , por US$1.800 millones.
     
    Por RUSSELL GOLD 
     
    Fuente> WSJournal.com
     
     
  • El gas de Europa amplía el rally récord en el GNL de EE. UU. Y los problemas de energía en el Reino Unido

    Los precios del gas natural en Europa continuaron su racha récord a medida que empeoraban las incertidumbres sobre la seguridad del suministro este invierno. Los precios de la energía también subieron a un nuevo máximo en medio de una interrupción en un enlace eléctrico con Francia. 
     
    La última preocupación para el mercado europeo es la depresión tropical Nicholas, que amenaza con azotar la costa del Golfo de Estados Unidos con lluvias durante días y ya ha afectado una instalación que produce gas natural licuado para exportación. Las incertidumbres sobre la capacidad de Rusia para abastecer a la región cuando también corre el riesgo de una escasez de gas nacional también están aumentando entre los comerciantes, justo cuando se pronostican temperaturas por debajo de lo normal para las próximas dos semanas.  
     
    "El mercado está muy ajustado, por lo que no es necesario mover la aguja y hacer estallar el mercado", dijo Oystein Kalleklev, director ejecutivo de la armadora Flex LNG. La recuperación ha sido impulsada por el sentimiento en torno a Nord Stream 2 con preocupaciones de que si Alemania permite que el proceso se lleve a principios del próximo año, "y luego tenemos estas tormentas tropicales además de eso que interrumpe algunos cargamentos de GNL en los EE. UU.", Dijo. 
     
    El Kremlin dijo que un inicio rápido del enlace Nord Stream 2 de Rusia a Alemania aliviaría la crisis europea del gas. El Ministerio de Energía de Rusia presentará un informe sobre las posibles exportaciones de gas del productor de petróleo Rosneft PJSC a través de Nord Stream 2 en los próximos días, informó Interfax citando al viceprimer ministro Alexander Novak.
     
    En el Reino Unido, la baja producción eólica también ha aumentado la demanda de gas para producir energía. La generación eólica solo representó el 7,4% de los suministros el miércoles, mientras que el gas representó hasta el 64% del total del Reino Unido, según National Grid Plc. El potencial de viento se ve bajo para el Reino Unido, Alemania y España durante el resto de la semana, según una nota del pronosticador The Weather Co.
     
    En un nuevo golpe a los ajustados mercados energéticos, un gran incendio en una estación convertidora de electricidad clave en el Reino Unido ha cerrado un importante cable que trae energía desde Francia, empeorando la crisis energética británica. Los precios del gas y la energía se dispararon.
     
    El contrato de referencia holandés de primer mes subió hasta un 21%, la mayor cantidad desde enero, a 79,305 euros por megavatio-hora, mientras que el contrato equivalente en el Reino Unido se disparó hasta un 18% a 194,94 peniques por termia. 
     
    La electricidad alemana para el próximo año saltó hasta un 8,3% a 108 euros por megavatio-hora. 
     
    La tormenta tropical Nicholas ya provocó el cierre de las tres unidades de producción en Freeport LNG en Texas y se espera que los problemas de energía sean la causa. 
     
    El corte de energía en Gran Bretaña, que el administrador de la red del Reino Unido dijo que durará al menos hasta el 13 de octubre, no podría ocurrir en un peor momento con suministros ya escasos y precios en máximos históricos. Gran Bretaña es un importador neto de energía, y Francia es su mayor proveedor a través de dos cables que atraviesan el Canal de la Mancha.
     
    "Nos dirigimos a los niveles de precios vistos en la Bestia del Este, en 2018", dijo Tom Marzec-Manser, analista principal de European Gas & LNG en ICIS, refiriéndose a una ráfaga de frío que paralizó a Europa a finales del invierno de 2018. La curva hacia adelante se dirige a niveles que apuntan a una rigidez extrema, la mayor cantidad que ha experimentado desde la liberalización del mercado durante un día. Aquí es hacia donde nos dirigimos en este momento. Es una perspectiva aterradora, porque todavía estamos en octubre ”.
     
    Para los mercados del gas, el enfoque se ha desplazado hacia el suministro ruso. Los comerciantes no están convencidos de las entregas adicionales del proveedor más grande, incluso después de que los flujos a través de un enlace clave a Alemania se hayan recuperado, y ahora están considerando las próximas subastas de capacidad de transporte adicional a Europa en octubre.
     
    "A pesar de que los flujos rusos a través de la frontera polaco-alemana en Mallnow muestran una mejora, los flujos rusos generales y la capacidad de aumentarlos siguen siendo inciertos", escribió Energi Danmark en una nota. “La demanda sigue siendo muy alta tanto en Asia como en Europa, ya que se mantienen bajos niveles de almacenamiento. Sin una mayor claridad sobre la situación del suministro de Rusia, el mercado tiene más potencial hoy ".
     
    Por Vanessa Dezem y Anna Shiryaevskaya para BLOOMBERG
  • El gas natural barato de EE.UU. da nuevo aire a la industria mexicana

    El creciente exceso de gas natural en Estados Unidos está ayudando a impulsar un auge manufacturero en México.
     
    Las exportaciones de gas natural que atraviesan la frontera entre México y EE.UU. han aumentado 11% en lo que va del año, a 2.000 millones de pies cúbicos al día, según Bentek Energy, una empresa de analítica de Denver.
     
    La cifra podría duplicarse en los próximos años, indican los especialistas. Varias empresas han anunciado planes para construir al menos siete gasoductos para transportar el gas desde la frontera en los estados de Texas y Arizona, incluyendo uno que entraría en funcionamiento a finales de mes.
     
    El flujo de gas está aliviando una escasez de energía en México, donde el combustible es caro y la demanda industrial se ha disparado en sectores como la producción eléctrica, los petroquímicos y la fabricación de automóviles, y prácticamente se ha duplicado desde 2009.
     
    Las exportaciones también están ayudando a aliviar un exceso de oferta de empresas que están perforando en áreas como la formación de esquisto Eagle Ford, en el sur de Texas.
     
    Aunque México cuenta con sus propios y abundantes recursos de esquisto, sus empresas energéticas no cuentan con los conocimientos —y, por ahora— ni el deseo de explotarlos, señalan analistas.
     
    El país ha estado satisfaciendo sus necesidades de combustible en parte con la importación de gas licuado, que puede llegar a costar el triple del gas natural que llega por gasoductos desde EE.UU.
     
    "Los mexicanos tienen un incentivo para importar gas estadounidense ya que es prácticamente regalado comparado con otras fuentes de energía", asevera Sandy Fielden, analista en RBN Energy LLC en Houston.
     
    Se prevé que México comience a producir su propio gas a medida que su industria energética —por mucho tiempo dirigida por monopolios nacionales— se abra a la competencia en los próximos años. Entretanto, sin embargo, la importación de una avalancha de gas natural barato desde EE.UU. debería moderar el escepticismo del público mexicano sobre los beneficios de la nueva política energética, más orientada al libre mercado.
     
    El Secretario de Energía de México, Pedro Joaquín Coldwell, dice que el cambio del petróleo y el diésel al gas de EE.UU. probablemente reducirá los costos de electricidad para la industria y los consumidores e impulsará la economía. México importará de EE.UU. alrededor de dos tercios del gas que necesitará en las próximas dos décadas, según proyecciones de Ixchel Castro, una analista de energía de la consultora Wood Mackenzie.
     
    Una gran fuente de demanda es la industria automotriz mexicana, que en 2013 produjo cerca de tres millones de vehículos. Varios fabricantes han inaugurado plantas en México recientemente o revelado planes para hacerlo. La más reciente es la surcoreana Kia Motors Corp. 000270.SE +0.17%  , que divulgó a fines del mes pasado sus planes para construir una planta de ensamblaje de US$1.500 millones cerca de la frontera con EE.UU.
     
    Honda Motor Co. 7267.TO +0.97%  y Mazda Motor Corp. 7261.TO +0.31%  abrieron este año plantas de producción en Guanajuato, en la zona centro norte de México. Se prevé que las fábricas que están construyendo Audi, filial de Volkswagen AG VOW3.XE -1.16%  , y una alianza entre Daimler AG DAI.XE -1.86%  y Renault-Nissan, entren en operación en 2016 y 2017, respectivamente. BMW AG BMW.XE -1.41%  ha indicado que abrirá una planta en México antes de 2019.
     
    Las nuevas operaciones ayudarán al sector automotor mexicano a producir más de cinco millones de vehículos al año antes de 2020, proyectan analistas de la consultora IHS.
     
    El sector de generación eléctrica también impulsará buena parte de la demanda, conforme las plantas reemplazan petróleo por gas para producir energía. Se proyecta que cerca de 75% del crecimiento en el consumo de gas del país provenga de la industria eléctrica entre ahora y 2027, según un informe de la Administración de Información de Energía de EE.UU., que cita a la Secretaría de Energía de México.
     
    Al mismo tiempo, ha sido difícil construir gasoductos y oleoductos en EE.UU., pues los proyectos habitualmente se topan con la resistencia de comunidades y grupos ecologistas. Esto ha llevado a las empresas estadounidenses a mirar al otro lado de la frontera.
     
    "México es un mercado muy interesante, en la actualidad y en un futuro previsible", opina Richard Wheatley, vocero de Kinder Morgan Inc., KMI +0.32%  una compañía de Houston cuyos gasoductos transportan la mayoría del gas estadounidense que ingresa a México.
     
    Cuando empiece a operar este mes, la nueva línea Sierrita de Kinder Morgan, un gasoducto de US$200 millones y 97 kilómetros de largo, transportará unos 200 millones de pies cúbicos de gas al día desde las afueras de Tucson, Arizona, a Sasabe, Arizona, en la frontera con México. Desde allí se conectará a una red de líneas de US$1.000 millones en México que está siendo construida por IEnova, una subsidiaria de Sempra Energy. SRE -0.72%
     
    Hay planes para construir gasoductos rivales. Una empresa de San Antonio, Howard Midstream
     
    Energy Partners LLC, solicitó recientemente permiso para construir un gasoducto en el condado de Webb, Texas, que trasladará hasta 1.120 millones de pies cúbicos de gas diarios a México. Debido a que el ducto atravesará por una frontera internacional, necesita un permiso del gobierno estadounidense, pero los expertos dicen que probablemente no afrontará los retrasos que han estancado al ducto Keystone XL desde Canadá.
     
    El organismo de energía eléctrica de México, la Comisión Federal de Electricidad (CFE), busca ofertas para tres gasoductos que partirían en EE.UU.: dos en Waha, en el oeste de Texas, y el otro en la comunidad de Ehrenberg, en Arizona.
     
    La CFE también selló recientemente un acuerdo con Energy Transfer Partners ETP +0.51%  LP para proveer gas adicional de Texas a México. La empresa de Dallas ha dicho que construirá dos nuevos gasoductos para gestionar el flujo.
     
    La petrolera estatal de México, Petróleos Mexicanos, o Pemex, está supervisando la construcción de un gasoducto de US$3.200 millones llamado Los Ramones, que se extenderá desde la región de Eagle Ford Shale, en el sur de Texas, hasta Guanajuato, en el centro de México.
     
    Raphael Barreau, vicepresidente de desarrollo comercial en GDF Suez SA, GSZ.FR +0.10%  la empresa francesa que construye parte del gasoducto, indicó que debería estar operando para fines de 2015.
     
    —Laurence Iliff contribuyó a este artículo.
     
    Por Erin Ailworth
     
    Fuente: WSJournal.com
     
  • El gas shale: la ventaja de Estados Unidos

    Gillian Tett / Estados Unidos - Este invierno Jim Ratcliffe, el multimillonario fundador de Ineos, el grupo de empresas químicas, estará tratado de encender una revolución local de gas shale. Él ha ofrecido compartir 6% de los ingresos futuros con las comunidades o los dueños de las tierras si trabajan con Ineos para desarrollar la fuente de energía, mucho más que cualquier cosa que se haya ofrecido anteriormente en el Reino Unido.
     
    “Esto será revolucionario”, sostiene, explicando que copió la idea de la promesa del 6% de Estados Unidos, en donde apoyos financieros similares han ayudado a iniciar una enorme expansión de la extracción de gas shale desde 2010.
     
    Lo cierto es que la probabilidad de que esta oferta empiece a ser aceptada de manera generalizada no es muy alta: la extracción de gas shale sigue siendo un tema tan polémico en el Reino Unido que hasta la fecha en gran medida ha sido bloqueada. Pero Ratcliffe merece un aplauso por intentarlo. Para entender la razón, veamos el último informe de Panorama Económico Mundial del Fondo Monetario Internacional.
     
    Enterrado en los documentos como una barra lateral que intenta calcular el impacto de la revolución del shale en la industria estadounidense. Los resultados son aleccionadores, no sólo para los grupos industriales europeos, sino también para los contribuyentes y para los políticos.
     
    Como señala el FMI, la revolución en EU ha provocado que en ese país se reduzcan fuertemente los precios del gas natural, incluso cuando en Europa y Japón han aumentado. Esto se debe a que el gas, a diferencia del petróleo, no puede transportarse fácilmente por todo el mundo, lo que significa que los precios regionales varían ampliamente de acuerdo con la ubicación de la fuente de energía.
     
    A principios de este año un artículo publicado por la Reserva Federal de EU calculó que estas variaciones en los precios han impulsado la producción de las fábricas estadounidenses en un 3% desde 2006, mientras que el incremento en inversión aumentó el 10%, y los empleos el 2%; el impacto en las industrias ligadas específicamente a la energía fue mucho más alto. Sin embargo, el estudio del FMI sugiere que la diferencia en los costos de energía ha impulsado en un 6% las exportaciones manufactureras estadounidenses, y sostiene que por cada caída en un 10% en los precios relativos del gas natural en EU impulsará  la producción industrial de ese país un 0.7% más, comparado con Europa.
     
    A primera vista, este diferencial del 0.7% puede parecer poco importante. Pero si esta brecha se mantiene durante varios años, el impacto para la competitividad y la producción será  significativo. No solamente importan las estadísticas en productividad; lo que la revolución del gas shale también ha hecho es crear algo que el informe del FMI no menciona: una brecha psicológica transatlántica.
     
    Para muchos líderes empresariales en Estados Unidos hoy, el gas shale no solamente ha reducido los costos de energía: también ha fomentado un nuevo respeto hacia la innovación tecnológica. Piensen en ello. Hace una década parecía casi imposible imaginar que Estados Unidos pudiera romper algún día su dependencia de las importaciones de petróleo del Medio Oriente, mucho menos ver algunas de sus industrias del Rust Belt (la franja industrial del noreste norteamericano que pasa por una crisis) se volvieran competitivas.
     
    El cambio de actitud está ayudando a estimular una segundo cambio: ahora que las empresas estadounidenses disfrutan de los beneficios de menores costos de energía, un nuevo espíritu de colaboración está consolidando entre los grupos ambientalistas, políticos y de energía. Por ejemplo Colorado. Anteriormente los grupos ecologistas se oponían fervientemente a la expansión del gas shale. Pero algunos, como el Fondo de Defensa Ambiental, ahora están trabajando con el gobernador, John Hickenlooper, para encontrar maneras de lidiar con los problemas como las fugas de gas metano o la contaminación del agua. “Ahora hay un reconocimiento de que la gente tiene que trabajar unida”, observa Fred Krupp, director de EDF. “Esto se está extendiendo a otros estados”.
     
    En Europa no sucede: o no todavía. Esta semana Nick Clegg, el líder del partido Liberal Demócrata de Gran Bretaña, dio su todo apoyo al gas shale. Pero muchos políticos británicos mantienen sus sospechas del fracking, y los grupos ambientalistas se oponen ferozmente. En Francia y Alemania, la antipatía es todavía más intensa. “Hay una gran brecha (en las actitudes)”, lamenta Edmond Aphandéry, ex ministro de finanzas de Francia.
     
    La brecha refleja parcialmente las diferencias en geografía: Gran Bretaña es una isla muy poblada, y en Francia, las principales reservas de gas shale se encuentran en lugares como París o Provenza. También hay grandes diferencias en la estructura legal de la tenencia de la tierra. Pero el otro problema, al parecer, es el zeitgeist o espíritu de la época. Los líderes empresariales estadounidenses (y los votantes) tienen un incentivo para apostar por un audaz cambio tecnológico; en Europa, es más difícil soñar con sorpresas agradables.
     
    Tal vez algunos pioneros audaces como Ratcliffe puedan ayudar a cambiar esto. Sería agradable tener la esperanza. Pero mientras en Europa el gas shale sea considerado por más tiempo como una mala palabra, la brecha transatlántica de productividad -y la psicología-  será mayor y se irá ampliando. Y estas son malas noticias para Europa, en un momento en que el continente necesita cada pizca de crecimiento que pueda encontrar.
     
    Hidrocarburosbolivia.com
  • El gas, un componente vital para la transición energética

    Este es el energético que en el corto plazo permite reducir las emisiones, sustituyendo al carbón y a los combustibles líquidos.
    El gas es considerado como clave para la transición, porque es un energético que aporta firmeza en la generación de electricidad y, a su vez, se puede calificar como limpio en materia de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).
     
    Así lo sostiene Milton Montoya, director del Departamento de Derecho Minero Energético de la Universidad Externado de Colombia, quien también afirma que en Colombia la generación eléctrica se da en un 69 por ciento con fuentes hidráulicas y el 30 con fuentes térmicas. De ese 30 por ciento, un 20 corresponde a gas natural y el 10 restante a carbón.
     
    “A medida que el país va demandando más energía, lo que es deseable es que se fortalezcan las fuentes de generación de respaldo y que brindan firmeza al sistema en Colombia. Con ese objetivo, la generación térmica a gas ocupa un espacio muy importante en el escenario energético futuro nacional”, enfatiza Montoya.
     
    Sobre la relevancia del gas, Tomás González, exministro de Minas y Energía, y actual director del Centro Regional de estudios de Energía, asegura que es el combustible que en el corto plazo permite bajar las emisiones, sustituyendo carbón en la industria y combustibles líquidos en el transporte, mientras que maduran comercialmente las tecnologías como el hidrógeno y las baterías, que todavía no están listas.
     
    “Hay mucha incertidumbre sobre la oferta de gas de mediano plazo. Las cifras del propio Gobierno muestran que perderíamos la autosuficiencia en la segunda mitad de esta década y no son claras las señales para el desarrollo del 'offshore', o en su defecto de importaciones. Tenemos el gas que necesitamos, tenemos que ser muy claros en qué vamos a desarrollarlo”, enfatiza el Exministro.
     
    "A medida que el país demanda más energía, es ideal que se fortalezcan las fuentes de generación de respaldo"
     
    A su vez, fuentes de Cenit dicen que el gas natural en el mundo es el llamado a ser el combustible de transición entre los fósiles y las Fuentes No Convencionales de Energías Renovables, puesto que presenta propiedades que le permiten destacarse entre sus pares por su menor contribución a los gases efecto invernadero (GEI), menos dióxido de carbono (CO2) y, por ende, menor contaminación.
     
    Además de su aporte al medio ambiente, su costo es más favorable si se compara con los renovables donde aún la tecnología se está desarrollando y perfeccionando. “Por último, su disponibilidad y respaldo que supera a otras energías renovables como la solar y el viento, que no están disponibles todo el tiempo. El Parlamento Europeo en el 2022 lo consideró como una energía verde por las razones antes expuestas”, precisan los portavoces.
     
    La combinación, clave
     
    Por su parte, Camilo Prieto, profesor de Energía y Sostenibilidad de la Pontificia Universidad Javeriana, manifiesta que una clave de la transición energética es la combinación de múltiples energéticos, es decir, tener un concepto de ‘canasta energética’.
    Así mismo, que dentro de los energéticos fósiles que pueden ayudar en ese proceso se tiene que pensar en los que generen menores emisiones de CO2 y que contribuyan a un menor deterioro de la calidad del aire en espacios interiores.
     
    “En este caso el gas natural tiene un papel de apoyo en dos vías: si se analiza su aporte en el transporte, se pueden reducir esas emisiones de CO2, y en el uso como energético en los domicilios, para que 1,4 millones de hogares dejen de cocinar con leña”, indica.
     
    Para este experto hay otro factor del que se habla poco y es sobre si Colombia quiere llegar a tener soberanía en la producción de agroimsumos, ya que considera que la transición energética va mucho más allá del CO2 y que se relacionacon la producción de alimentos y con lo que pasa en la ruralidad, y porque hoy el país importa agroinsumos, donde el gas natural es vital para su producción.
     
    “Cuando miramos las proyecciones que ha hecho la UPME, basándose en el cumplimiento de la transición energética justa, de aquí al 2052, dentro de la matriz de energía eléctrica del país la proyección señala que al menos 5.000 megas van a corresponder a gas (a las térmicas), lo que indica que Colombia va a seguir necesitando el gas”, explica el docente, quien además aclara que los energéticos a los cuales le está apostando el Gobierno a futuro para aportar a la energía en firme son el gas natural, la geotérmica, las hidroeléctricas y la energía nuclear.
     
    Con respecto a la relevancia del gas en la matriz energética del país, Tomás González opina que a 2040 se debe consumir el doble del gas que se consume hoy para cumplir las metas ambientales a mínimo costo.
     
    Mientras que los voceros de Cenit piensan que para Colombia el gas natural puede llegar a representar cerca del 22 por ciento de la canasta energética, guardando una relación muy parecida a nivel mundial.
     
    “El éxito de la transición energética debe medirse en términos no solo de bajar la participación de los combustibles fósiles como el carbón, por su alto nivel contaminante y en el aumento de las energías renovables, sino en la efectividad en el costo del proceso.
     
    El presente del gas
     
    Según Camilo Prieto, profesor de Energía y Sostenibilidad de la Universidad Javeriana, en la actualidad el gas en el país tiene varias limitaciones: hay una infraestructura que necesita mayor inversión tecnológica para poder tener unos puntos de conexión con mejor distribución, al tiempo que debe poder sacar adelante el proyecto de regasificación en el Pacífico, dos puntos que son de mucha importancia ya que si, por ejemplo, una empresa encuentra petróleo bien al Oriente no tiene cómo conectarse.
     
    Por Portafolio.
  • El jefe de renovables de Shell se marcha tras el cambio de estrategia del CEO

    El nuevo CEO, que asumió el cargo en enero, anunció el 14 de junio un giro hacia la producción de petróleo y gas.
    El director de generación renovable de Shell, Thomas Brostrom, abandona la empresa, según informó un portavoz el viernes, semanas después de que el consejero delegado, Wael Sawan, redujera sus planes de transición energética.
     
    Brostrom se incorporó a Shell en agosto de 2021 procedente del gigante de la energía eólica marina Orsted para dirigir la energía eólica marina en un momento en que la empresa planeaba un rápido crecimiento de sus operaciones eólicas y solares como parte de una estrategia para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero bajo el mandato del anterior consejero delegado, Ben van Beurden.
     
    En febrero de 2022, Brostrom se convirtió rápidamente en responsable de renovables, después de que Elisabeth Brinton dimitiera menos de dos años después de tomar las riendas.
     
    El Consejero Delegado Sawan, que asumió el cargo en enero, anunció el 14 de junio un giro hacia la producción de petróleo y gas, al tiempo que reducía las inversiones en energías renovables tras la presión de los inversores para que se centrara en los negocios más rentables.
     
    Sawan también introdujo una nueva estructura en la cúpula de la empresa que eliminaba el papel de Brostrom y la dividía en regiones.
     
    “Thomas Brostrøm ha decidido dejar Shell para buscar una oportunidad externa”, declaró la empresa.
     
    Le sucederá Greg Joiner, actual vicepresidente de Shell Energy Australia, al frente de Shell Energy Europe y Emerging Markets Power. Ajay Shah dirigirá la generación renovable en Asia, mientras que Mike Parker dirigirá la ingeniería eólica marina.
     
    Por Forbes Colombia.
     
  • El mercado mundial de GNL está reaccionando a los precios más altos del gas natural en Europa

    Los precios de referencia del gas natural de Europa y los fundamentos de la oferta y la demanda se han reflejado en los precios mundiales y asiáticos del GNL en las últimas semanas, dijo Rystad Energy en una nota el miércoles.
    Los precios en Europa han aumentado en las últimas dos semanas debido a interrupciones y mantenimiento en las plantas de procesamiento de gas en Noruega, que ahora es el mayor proveedor de gas a Europa después de que Rusia cortara las entregas a muchos clientes de la UE tras la invasión rusa de Ucrania.
    Después de semanas de caída de los precios en medio de una demanda moderada de GNL a nivel mundial y una débil demanda de la industria, los futuros del mes anterior en el centro TTF, el punto de referencia para el comercio de gas de Europa, han aumentado en los últimos días. A las 10:41 GMT del miércoles, el contrato de julio cotizaba a 42,12 dólares (38,57 euros) por megavatio-hora (MWh), que era mucho más alto que los 25 euros/MWh de hace tres semanas.
     
    Los problemas en la terminal de exportación de GNL Hammerfest de Noruega y el mantenimiento en las plantas de procesamiento de gas en Nyhamna y Kollsnes han mantenido limitados los flujos de gas, lo que lleva a precios spot más altos. El mantenimiento en el campo Oseberg costa afuera de Noruega también está reduciendo la oferta y contribuyendo a precios más altos.
     
    "Los precios de TTF parecen estar en un estado de flujo a medida que continúa reequilibrándose después de una serie de choques de suministro asociados con el gas del gasoducto noruego", escribieron los analistas de Rystad en la nota del miércoles publicada por Montel.
     
    El reciente aumento de los precios europeos ha impulsado un aumento en los precios spot de GNL de Asia.
     
    "Con la actividad en el mercado asiático del gas relativamente sin incidentes, la volatilidad de los precios es el resultado del marcador que rastrea el TTF", dijo Rystad Energy.
    El clima más cálido a medida que el hemisferio norte se dirige al verano también debería aumentar los precios del gas y el GNL con una mayor demanda de energía para la refrigeración.
     
    La semana pasada, los precios spot del GNL de Asia detuvieron una caída de semanas y se dispararon a un máximo de tres meses, según estimaciones de fuentes de la industria citadas por Reuters.
     
    El precio spot para la entrega al norte de Asia en agosto aumentó un 50% la semana pasada, en comparación con la semana anterior, a $ 13.50 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), el nivel más alto desde mediados de marzo.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • El país estaría cerca de un gran hallazgo de gas

    El descubrimiento sería en el Caribe, en los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur. Algunos analistas consideran que de hacerse realidad, el país podría solucionar el suministro de gas hasta 2025.
     
    Desde los primeros meses del año algunos analistas y empresarios del sector de gas señalaron que el decrecimiento de las reservas de gas debía ser tomado como un ‘campanazo’ pues el país posiblemente estaría obligado a importar gas.
     
    Respecto a la oferta de gas, Francisco Lloreda Mera, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (CP) señaló que en 2015 la oferta de gas sería de 1.200 millones de pies cúbicos, pero para 2018 el país se enfrentaría a un déficit de 190 millones de pies cúbicos, y para 2021 el déficit llegaría hasta los 345 millones de pies cúbicos.
     
    Sin embargo, existe la posibilidad de que aumente la oferta de gas en Colombia. Portafolio.co se enteró de que en el mercado de hidrocarburos corre un rumor sobre los avances en los estudios de exploración de los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur sobre el mar Caribe.
     
    Según Camilo Silva, socio y analista de Valora Inversiones, todo parece indicar que el hallazgo de gas es casi seguro: “Esto sólo dejará de ser un rumor en el momento en que se anuncie, pero declaraciones del Ministro de Minas y Energía recopiladas por una emisora local permiten hacernos a la idea de que el rumor es cierto”.
     
    El ministro Tomás González dijo en Medellín que las compañías estadounidense Anadarko y Ecopetrol, cada uno con 50 por ciento en esta búsqueda, estarían a punto de un nuevo hallazgo del hidrocarburo.
     
    “Están haciendo el programa de sísmica marina más grande de la historia de la industria del petróleo en el Caribe colombiano. Porque hay una enorme confianza en que las condiciones son las correctas y el potencial está ahí, los vientos los tenemos a nuestro favor y esperamos que esa zona se convierta en un descubrimiento que pueda complementar el que se hizo cerca a la Guajira”, afirmó el jefe de la cartera de Minas.
     
    “Tenemos la certeza de que hay gas y de que los modelos geológicos que nos decían que ahí podía haber gas, son ciertos, porque los hay”, añadió el funcionario.
     
    Fuente; Portafolio,co
  • El país estaría cerca de un gran hallazgo de gas

    El descubrimiento sería en el Caribe, en los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur. Algunos analistas consideran que de hacerse realidad, el país podría solucionar el suministro de gas hasta 2025.

    Desde los primeros meses del año algunos analistas y empresarios del sector de gas señalaron que el decrecimiento de las reservas de gas debía ser tomado como un ‘campanazo’ pues el país posiblemente estaría obligado a importar gas.

    Respecto a la oferta de gas, Francisco Lloreda Mera, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (CP) señaló que en 2015 la oferta de gas sería de 1.200 millones de pies cúbicos, pero para 2018 el país se enfrentaría a un déficit de 190 millones de pies cúbicos, y para 2021 el déficit llegaría hasta los 345 millones de pies cúbicos.

    Sin embargo, existe la posibilidad de que aumente la oferta de gas en Colombia. Portafolio.co se enteró de que en el mercado de hidrocarburos corre un rumor sobre los avances en los estudios de exploración de los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur sobre el mar Caribe.

    Según Camilo Silva, socio y analista de Valora Inversiones, todo parece indicar que el hallazgo de gas es casi seguro: “Esto sólo dejará de ser un rumor en el momento en que se anuncie, pero declaraciones del Ministro de Minas y Energía recopiladas por una emisora local permiten hacernos a la idea de que el rumor es cierto”.

    El ministro Tomás González dijo en Medellín que las compañías estadounidense Anadarko y Ecopetrol, cada uno con 50 por ciento en esta búsqueda, estarían a punto de un nuevo hallazgo del hidrocarburo.

    “Están haciendo el programa de sísmica marina más grande de la historia de la industria del petróleo en el Caribe colombiano. Porque hay una enorme confianza en que las condiciones son las correctas y el potencial está ahí, los vientos los tenemos a nuestro favor y esperamos que esa zona se convierta en un descubrimiento que pueda complementar el que se hizo cerca a la Guajira”, afirmó el jefe de la cartera de Minas.

    “Tenemos la certeza de que hay gas y de que los modelos geológicos que nos decían que ahí podía haber gas, son ciertos, porque los hay”, añadió el funcionario.

     

    Fuente: Portafolio.co

  • El petróleo y gas persistirán bajo un escenario de transición energética en Colombia

    Para 2050, bajo el escenario de la transición energética, los hidrocarburos seguirán teniendo una participación superior a 50%.
    El Ministerio de Minas y Energía reveló que, con corte a diciembre de 2022, las reservas probadas de crudo llegaron a 2.074 millones de barriles. La cartera calcula que hay una relación entre reservas probadas y de producción de 7,5 años. En cuanto a gas, las reservas probadas en 2022 cerraron en 2.82 terapiés cúbicos (Tpc): el país tiene unas reservas de 7,2 años.
     
    Se espera que para 2050, bajo el escenario de la transición energética, los hidrocarburos seguirán teniendo una participación mayoritaria superior a 50%, un tema relevante para los gremios y expertos de petróleo y gas.
     
    Ante este panorama, el sector de los hidrocarburos ha esbozado varios retos para el sector. La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) aseguró que el objetivo principal es garantizar la autosuficiencia energética “sin la firma de nuevos contratos y la incertidumbre en torno a la Hoja de Ruta para la Transacción que defina el Gobierno Nacional”.
     
    Explicaron que uno de los desafíos será garantizar la operación de los campos, la cual está afectada por la inseguridad, el orden público y la creciente conflictividad social.
     
    Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy, dijo que “lo primordial son las reglas de juego porque se han cambiado y hoy el sector tiene mucha preocupación. Sin estabilidad, hay menos perforación, inversión, regalías y empleo”.
     
    Un segundo reto del sector destacado por la ACP es el fortalecimiento del relacionamiento con las comunidades, además de mejorar la percepción que se tiene de la industria y sus ventajas.
     
    “Cada vez más las comunidades tienen mejor información y expectativas más altas sobre los beneficios que genera el rubro energético y de hidrocarburos”, dijo Vera. El sector tiene el reto adicional de dar a conocer a las comunidades las expectativas reales de empleo e inversión. “Tiene que haber información y transparencia para buscar que a la comunidad le queden beneficios de la actividad”, agregó el experto.
     
    La ACP cree que el país necesita una transición productiva en conjunto con la energética. La razón principal es que los hidrocarburos representan más de 50% del PIB con la operación en 19 departamentos. “Son fundamentales para la seguridad energética de todos los colombianos a corto y largo plazo”.
     
    Por Cristian Acosta para LaRepública.
     
  • El reto energético de Colombia en los próximos años es mejorar el acceso equitativo a energía, según el Consejo Mundial de Energía.

    El Consejo Mundial de Energía destaca que Colombia tiene que enfocar sus esfuerzos en garantizar el acceso a fuentes de energía seguras, económicas y ambientalmente amigables a las poblaciones más vulnerables del país, para garantizar su sostenibilidad energética.
     
    ”Cada día es más evidente la necesidad de llevar energía segura, económica y limpia a las poblaciones vulnerables del país. El sector del gas propano está comprometido con este esfuerzo y para el efecto requiere del apoyo decidido del Gobierno para mejorar la cobertura energética de propano en las zonas y la población más vulnerables del país de forma mucho más efectiva y eficiente a cómo se está haciendo hoy en día”. Evamaría Uribe, Presidente de GASNOVA.
     
    “Mientras llevar electricidad o gas natural a las familias pobres es muy costoso y demorado, el Gas Propano en cilindros logra abastecer este mercado de forma satisfactoria, a pesar de no contar con subsidios al consumo los cuales sistemáticamente se le han negado pese a  ser una obligación legal para el Gobierno desde 1994”. Evamaría Uribe, Presidente de GASNOVA.
     
    El pasado miércoles 22 de octubre se desarrolló el panel sobre el sostenibilidad energética en el marco de la reunión del Consejo Mundial de Energía (World Energy Council) que se desarrolló en Cartagena. El Consejo Mundial de Energía mide y hace seguimiento a tres variables básicas, “Seguridad Energética”, “Sostenibilidad Ambiental” y “Equidad Energética”, como elementos fundamentales para el futuro de cada país en materia energética. Colombia se encuentra en el puesto 16 dentro del escalafón global que mide el Índice Global de Sostenibilidad Energética, ascendiendo 8 puestos con respecto al informe del año anterior. El país presenta un desempeño sobresaliente en las variables de “Sostenibilidad Ambiental” (4to lugar) y “Seguridad Energética” (5to lugar) pero requiere de esfuerzos importantes para el logro de la “equidad energética” variable donde Colombia ocupa el puesto 63.
     
    Pese a que entre 2013 y 2014 se manifestó un ascenso de 22 puestos en la variable de “equidad energética” (del puesto 85 al 63) gracias a los esfuerzos que ha desarrollado el Estado para llevar energía a la mayor parte del país y diversificar la canasta energética, el camino que falta por recorrer es largo e impone como reto a este Gobierno y a los siguientes el garantizar el acceso a fuentes de energía seguras, económicas y ambientalmente amigables a las poblaciones más vulnerables del país, para lo cual el Gas Propano aparece como una opción excelente sobre la cual soportarse para el alcance de estas metas.
     
    Hoy en día, el Gas Propano es una de las opciones más usadas en los páises en vía de desarrollo y Europa para alimentar plantas para generación de electricidad en zonas apartadas, gracias a la eficiencia del propano como combustible para motores y sus bajas emisiones de CO2 al ambiente. En zonas rurales apartadas y dispersas, el Gas Propano puede sustituir al diésel, combustible de alto costo que se utiliza para generar electricidad.
     
    Aparte de esto, el gas propano se distribuye de manera fácil y a bajo costo, sin incurrir en grandes costos de infraestructura, lo cual lo hace opción de menor costo para el Estado colombiano, teniendo en cuenta que tendrá que asignar recursos importantes para cumplir todos los retos propuestos durante los diálogos de paz.
     
    En las zonas rurales, por ejemplo, es poco rentable tender redes de conexión de energía eléctrica a largas distancia o redes de Gas Natural para llegar a municipios alejados y es muy costoso para el Estado subsidiarlas para que el sector privado las desarrolle. El Gas Propano, es una alternativa y  complemento de bajo costo a estas fuentes de energía tradicionales y es una opción que está disponible para mejorar la calidad de vida de estas comunidades.
     
    “El Gas Propano es un combustible que reemplaza fácilmente la leña, el kerosene, gasóleo o el cocinol, que aún se usan en las zonas rurales, afectando la salud y el entorno de las miles de familias campesinas del país” afirma Evamaría Uribe.
     
     
     
     
  • El rol del gas natural en la lucha contra la pobreza y el cambio social, temas clave del Congreso Naturgas 2023

    Este año, el Centro de Eventos Puerta de Oro de Barranquilla acogerá este importante evento del 24 al 26 de mayo.
     
     
    Bogotá, mayo 11 de 2023. En el marco de la edición 25 del Congreso Naturgas, que se realizará en la ciudad de Barranquilla, para reunir a representantes de toda la cadena de valor del gas natural: expertosen temas energéticos nacionales e internacionales, representantes del gobierno, empresarios, académicos y comunidades; quienes profundizarán en asuntos cruciales como la transición energética justa, la adaptación al cambio climático, la seguridad energética y el potencial del gas natural para contribuir al cambio social y reducir la privación energética en los hogares más vulnerables.
     
    Según los datos presentados en el estudio realizado por Inclusión SAS junto con Naturgas “El gas natural como vehículo para elevar el bienestar”, en Colombia, el 10,6% de la población colombiana utiliza leña, carbón o desechos como combustible para cocinar, lo que equivale a 5,4 millones de personas y se encuentran en privación energética. Un panorama que no es exclusivo de los hogares en situación de pobreza y zonas rurales, también se extiende a hogares vulnerables y zonas urbanas intermedias.
     
    “El gas natural cuenta con atributos de equidad que ofrecen un gran potencial para contribuir en el cambio social que requiere el país para reducir la privación energética y la liberación del gasto en los hogares pobres y vulnerables. Aunque nuestro país hoy cuenta con 10,8 millones de usuarios residenciales y 11,5 millones en los sectores comerciales e industriales, no podemos dejar de lado la oportunidad que representaría llevar este energético a 5,4 millones de hogares para mejorar su calidad de vida”, asegura Luz Stella Murgas, presidenta de Naturgas.
     
    De acuerdo con la industria del gas natural, ampliar el acceso a este servicio a nivel nacional requerirá de acciones estratégicas para dinamizar la inversión en el sector, una agenda regulatoria sólida y el rediseño de instrumentos que permitan reconocer al gas natural como un eje fundamental de una política de reducción de la pobreza con concurrencia en fuentes de financiación para cubrir las inversiones, el aumento del subsidio al pago de gas natural en estratos 1 y 2, así como las conexiones intradomiciliarias, facilitaría reducir la privación energética en 192 mil hogares en el corto plazo.
     
    “Fortalecer la cobertura de gas natural en hogares pobres y vulnerables necesita de la participación de todos para superar los desafíos identificados en la cadena de valor del gas natural, impulsar cambios regulatorios e inversiones en producción, transporte, distribución y comercialización que permitan hacer de este energético un aliado estratégico para todos los colombianos”, agrega Murgas. 
     
    Además de conversar sobre el rol del energético para reducir pobreza energética y cerrar brechas de desigualdad, diferentes expertos en asuntos energéticos a nivel nacional e internacional, representantes del gobierno, empresarios, académicos y comunidades discutirán sobre el aporte del gas natural en el desarrollo de nuevas tecnologías para la movilidad y el aporte del energético en la producción de energías renovables como el hidrógeno, el biogás y el biometano, entre otros.
     
    Encuentre la agenda académica aqui.
  • En nueva negociación, definirán cambios en precios del gas

    Productores, comercializadores y distribuidores del hidrocarburo discuten cómo se aumentará el valor del combustible utilizado por 7 millones de hogares en el país en los siguientes cinco años.

    La compleja negociación que se cerró la semana pasada entre productores, distribuidores y comercializadores de gas en la Costa Caribe fue la punta del iceberg de un acuerdo que está en discusión por estos días para determinar cómo se fijarán las variaciones de los precios del gas en los próximos años.

    Hay que tener en cuenta que existen varios tipos de contratos para comprar gas, unos a corto plazo y otros a largo plazo.

    Los segundos son a tres o cinco años y en el contrato se contempla de qué manera se deben ajustar los precios de venta del gas año a año, mediante una fórmula matemática.

    La aplicación de este mecanismo fue lo que hizo que desde finales del año pasado se determinara un aumento del 25 por ciento para los precios del gas en la Costa Caribe, lo que ocasionó molestias en esta región, y llevó a que el Gobierno les permitiera a los operadores negociar dicha fórmula para mitigar el impacto.

    La diferencia entre lo que se acordó en el Caribe y lo que se dialoga en este momento, bajo la coordinación de la Asociación Colombiana de Gas Natural, Naturgas, es que la fórmula aplicará para los contratos que se firmen en adelante, no para los ya existentes.

    Básicamente, lo que está en juego es cómo van a subir los precios del gas en el país en los próximos cinco años. Esto no solo afecta a los siete millones de hogares colombianos que usan el hidrocarburo, sino también determinará los estímulos que tendrán los productores y distribuidores para invertir en exploración y en construcción de la infraestructura necesaria para abastecer la creciente demanda.

    Los privados tienen hasta abril de este año para ponerse de acuerdo en el mecanismo que utilizarán para establecer el incremento de la tarifa, la fórmula deberá tener el visto bueno de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg.

    Si no hay un acuerdo, será esta misma entidad la que decida cómo se aumentarán los precios del hidrocarburo año a año en los contratos a largo plazo.

    LO QUE SE ESPERA

    El presidente de Naturgas, Eduardo Pizano, se siente optimista por cómo se está adelantando el proceso de negociación.

    “Lo que se ha propuesto hasta ahora es que el indexador (la nueva fórmula) debe tener tres elementos: un componente relacionado con la cotización de un hidrocarburo en el mercado, un indicador macroeconómico, que puede ser el índice de precios al productor, y la variación del precio interno de gas. Todo está en discusión y la próxima semana volveremos a reunirnos para buscar un acuerdo”, señaló Pizano.

    Una fuente de una de las productoras de gas, que pidió no ser identificada, señaló que, en esta ocasión, lograr un acuerdo debería ser relativamente más sencillo, pues hay menos presión política para influir en la decisión.

    De acuerdo con la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, la nueva fórmula deberá no solamente propender porque en el país haya tarifas justas para los consumidores finales, sino que también deben dar las señales adecuadas a los exploradores para que continúen su búsqueda de gas en el país y aumentar la vida de las reservas, pues considera el gremio que importarlo sería hasta tres veces más costoso que generarlo al interior del país.

    ESTIMULAR LA INVERSIÓN

    De acuerdo con los cálculos de la ACP, si no se hicieran inversiones en el país para desarrollar nuevos campos de producción de gas natural, en el año 2018 Colombia tendría un déficit que debería suplir con importaciones de gas.

    Las cuentas indican que entre 2016 y 2022 las reservas aumentarían a un ritmo promedio anual del 16 por ciento, y entre 2023 y 2028 empezarían a caer a un ritmo del 20 por ciento anual.

    Sin embargo, de acuerdo con Naturgas, inversiones en infraestructura de transporte podrían permitir un aumento en la producción de campos como Cusiana que tiene una capacidad de 100.000 barriles promedio diario que, por falta de demanda, no se producen.


    Fuente: Portafolio.co

  • Europa se prepara para alcanzar el objetivo de almacenamiento de gas natural antes de lo previsto

    La Unión Europea está en camino de llenar sus instalaciones de almacenamiento de gas natural antes de lo previsto, ha pronosticado Rystad Energy.
    “Teniendo en cuenta la demanda histórica y suponiendo diferentes escenarios de suministro, las instalaciones de almacenamiento podrían incluso estar llenas antes del invierno de este año, lo que provocaría que los flujos de gas deban desviarse a otros lugares”, dijo el analista senior Lu Ming Pang, citado por The National .
    La UE comenzó a llenar su almacenamiento de gas a principios de este año, pero últimamente las adiciones se han ralentizado, informó John Kemp de Reuters a principios de este mes, ya que los precios bajos estimulan una mayor demanda de los consumidores industriales.
     
    Kemp señaló que los niveles de gas almacenado a principios de junio eran un 48 % más altos que el promedio de diez años para esa época del año, después de que los niveles de almacenamiento alcanzaran dos tercios de la capacidad a fines de mayo.
     
    Sin embargo, al principio había más gas almacenado debido al invierno suave del año pasado y una demanda de gas significativamente menor debido a los precios excesivos.
     
    Según Rystad Energy, el 25 de junio, el almacenamiento de gas europeo estaba lleno en un 76 %, en comparación con el 56 % del año anterior. La Unión Europea tiene como objetivo un nivel de llenado del 90% para el 1 de noviembre.
     
    Mientras tanto, los precios han ido en aumento durante la mayor parte de este mes, principalmente debido a las interrupciones de la producción en Noruega debido al mantenimiento de los campos. En lo que va de mes, los precios del gas en la UE han sumado un 38%, señaló The National.
    Esta semana, los precios de referencia subieron aún más, alcanzando los 3.575 dólares por megavatio-hora, ya que las previsiones meteorológicas sugieren que la mayor parte del noroeste de Europa, los mayores consumidores de gas, experimentarán un comienzo del verano más caluroso de lo habitual, que continuará al menos hasta mediados de julio.
     
    Sin embargo, la demanda general de gas en Europa sigue siendo moderada en comparación con el promedio de cinco años, ya que las economías se ralentizan y las industrias no han cambiado al gas a pesar de los precios mucho más bajos en comparación con los récords observados el verano pasado.
     
    “La ola de calor aumentará el consumo de electricidad esta semana, pero la demanda de energía de Europa sigue siendo moderada en 2023, a pesar de los precios más bajos”, escribieron los analistas de BloombergNEF en una nota a  principios  de esta semana.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Excelerate Energy completa su Operación de Transferencia Barco a Barco (STS) de GNL número 1.000.

    buque de almacenamiento y regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés) buque de almacenamiento y regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés)ESCOBAR, Argentina, 5 de septiembre de 2016 - /PRNewswire/ -- Excelerate Energy L.P. ("Excelerate") se complace en anunciar que el día 31 de agosto de 2016 ha completado su transferencia comercial barco a barco (STS) de GNL número 1.000. La transferencia se efectuó en Escobar, Argentina en la Terminal de Importación GNL Escobar. Utilizando el buque de almacenamiento y regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés) "Expedient" propiedad de Excelerate y un buque metanero convencional, un volumen de 83,767 metros cúbicos de GNL fue transferido barco a barco. Hasta la fecha, Excelerate ha transferido con éxito más de 108.000.000 de metros cúbicos de GNL utilizando su protocolo STS.

    "Estamos satisfechos de que este logro fuese alcanzado en Argentina junto a Enarsa e YPF", declaró el Director Ejecutivo de Desarrollo de Excelerate Energy Daniel Bustos. "Argentina fue uno de los primeros en adoptar la regasificación flotante. Su confianza en nuestra tecnología y el sistema de transferencia STS de descarga de LNG ayudó a demostrar los beneficios inherentes de las terminales FSRU, y en definitiva posibilitó que el mercado de GNL se desarrolle más rápidamente ".

    "El logro de este hito alcanzado de forma segura y sin incidentes es un testimonio del duro trabajo y dedicación de nuestro personal y de la tripulación a bordo de nuestros barcos alrededor del mundo." Añadió Director Ejecutivo de Operaciones Edward Scott.

    Excelerate desarrolló su primera terminal de importación de GNL en Argentina en el año 2008. Localizada en Bahía Blanca, Esta terminal fue la primera instalación de importación de GNL en América del Sur y permitió abrir nuevos mercados para el GNL en la región. En 2011, Argentina confió nuevamente en Excelerate para asumir la responsabilidad de una segunda terminal flotante de regasificación, esta vez, en GNL Escobar.

    TRANSFERENCIAS STS DE LNG DE EXCELERATE ALREDEDOR 
    DEL MUNDO

    UBICACIÓN

    NUMERO DE OPERACIONES

    Argentina

    563

    Brazil

    171

    Caribe

    4

    Chipre

    14

    Dubai

    56

    Gibraltar

    2

    Golfo de Mexico

    4

    Kuwait

    142

    Pakistan

    39

    Reino Unido

    3

    Africa Occidental

    2

     

    ACERCA EXCELERATE ENERGY® 
    Excelerate Energy L. P. es pionera y líder del mercado en soluciones innovadoras de GNL flotante. Proporcionamos servicios integrados a lo largo de toda la cadena de valor del GNL con el objetivo de ofrecer a nuestros clientes soluciones de GNL confiables y de rápido acceso al mercado. Excelerate ofrece una gama completa de servicios de regasificación flotante, desde FSRU al desarrollo de la infraestructura de suministro de GNL. Con sede en The Woodlands, Texas, Excelerate tiene presencia en Buenos Aires, Dubai, Río de Janeiro, y Singapur. Para obtener más información, visite www.excelerateenergy.com.

     

  • Ganancias de Ecopetrol repuntan pese a caída en producción

    En el mismo periodo del 2016, las utilidades habían sido por 363.000 millones de pesos.

    Ecopetrol reportó una ganancia neta de 886.000 millones de pesos (300,4 millones de dólares) en el primer trimestre, un repunte de un 144 por ciento frente al mismo lapso del año pasado por los mejores precios de venta del crudo y mayores eficiencias operativas, informó el jueves la empresa.

    Entre enero y marzo del 2016 la utilidad neta de Ecopetrol fue de 363.000 millones de pesos. 

    Las ganancias consolidadas antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización -EBITDA- ascendieron a 5,8 billones de pesos (1.966,5 millones de dólares), su nivel más alto de los últimos 2 años por las mayores eficiencias en la operación y la reducción de gastos. 
    "Ecopetrol tuvo un primer trimestre de 2017 sobresaliente. Nos sentimos confiados con la estrategia corporativa y los resultados obtenidos. Hemos superado retos para alcanzar una operación rentable y segura que se refleja en los resultados financieros", dijo en un comunicado el presidente de la empresa, Juan Carlos Echeverry.

    Al cierre del primer trimestre la producción de la compañía alcanzó los 712.000 barriles diarios de petróleo equivalentes (bdpe), una reducción de un 3,3 por ciento en comparación con los 737.000 bdpe como consecuencia de las dificultades operacionales por los ataques de la guerrilla del Ejército de Liberación Nacional contra el oleoducto Caño Limón-Coveñas. 

    En el primer trimestre del 2017 las ventas de Grupo Ecopetrol fueron de 13,4 billones de pesos, lo que representa un incremento de un 27,5 por ciento frente a los 10,5 billones de pesos en el mismo período del 2016. 

    Ecopetrol cerró el primer trimestre con una sólida posición de caja de 17,5 billones de pesos. 

    Los activos de la compañía al cierre del primer trimestre totalizaron 120,4 billones de pesos y los pasivos 75 billones de pesos. Las inversiones totales de Ecopetrol en el primer trimestre fueron de 312 millones de dólares.

    Fuente: Eltiempo.co / Reuters

     

     

     

  • Gas natural suministra la sexta parte de la energía final del país y es clave en transición

    El sector comparte que es un energético de respaldo para la energía eólica y solar, además de ser un insumo económico con cobertura en 10 millones de hogares en Colombia.
    Un informe de TGI y el Centro Regional de Estudios de Energía (Cree) sobre el papel del gas natural en la transición energética reveló que este insumo suministra la sexta parte de la energía final de Colombia.
     
    En el marco de la versión 25 del Congreso de la Asociación Colombiana del Gas Natural (Naturgas), la presidenta del gremio, Luz Estella Murgas, explicó en entrevista con LR que “el gas natural cuenta con atributos ambientales y sociales que lo hacen clave para acelerar el proceso de transición energética, pero también para reducir pobreza y cerrar brechas de desigualdad”.
     
    El reporte de TGI reveló que el sector industrial es el mayor usuario de gas, seguido de los sectores de edificaciones, ya sean residenciales o comerciales y, en tercer lugar, está el transporte.
     
    Actualmente, el gas natural llega a 10 millones de viviendas y, según el sector, es la clave para la hoja de ruta de la transición a las energías limpias sin poner en peligro la seguridad energética.
     
    Murgas resaltó que el gas natural “reduce en 95% las emisiones de gas particulado firme de 2,5 microgramos, adicionalmente reduce en 75% la emisión de dióxido de azufre y de nitrógeno”.
     
    El papel del gas, entonces, es el de ser un energético de respaldo para las energías limpias como la eólica y solar, según indicó la experta. “Las condiciones ambientales lo hacen clave para darle respaldo a las intermitencias de la eólica y solar a las cuales queremos emigrar”.
     
    Con ese factor coincide el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda. “Las fuentes renovables, como la eólica y la solar, que son intermitentes, no son suficiente, porque no siempre hay viento y pasa lo mismo con el sol. Entonces, el gas natural es el energético de respaldo, por ejemplo, del sistema energético mundial”, dijo el ejecutivo a LR.
     
    Lloreda puntualizó que se trata de un energético llamado a acompañar al país por muchas décadas, “no como un energético de paso, está llamado a competir con fuentes renovables, porque es un energético muy limpio”.
     
    En ese punto entra la relevancia de las reservas de gas con las que cuenta Colombia. A partir de información de la Upme, citada en el informe de la Cree y TGI, las relación reservas y producción ha caído en 20% desde 2015 y está alrededor de ocho años al contar las reservas probadas (1p), 9,7 años con las reservas probables (2p) y 11,4 años si se cuenta con las reservas posibles (3p).
     
    El informe de reservas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que fue publicado el martes, indicó que las reservas probadas de gas se situaron en 2,82 terapies cúbicos (Tpc), con una diferencia de -0,35 con respecto a 2021. En pocas palabras, las reservas probadas de gas cayeron 11% contra 2021, una mala noticia para “el energético de la transición”. Lloreda dijo que esta caída significa la llegada al punto más bajo en los últimos 17 años.
     
    Murgas también explicó que el gas es, además, el servicio público más económico en la canasta para respaldar la firmeza de la energía. “La demanda de gas aumenta como aumenta la población”.
     
    El informe de TGI registra que, el aumento de las necesidades energéticas para la producción de los materiales que se requieren para la infraestructura y el desarrollo de nuestras vidas, han acelerado la demanda del acceso a la energía confiable, eficiente y segura.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
     
  • GASNOVA ofrece apoyo al Gobierno Nacional para solucionar la crisis energética.

    En el marco del 31º Congreso de la AIGLP, GASNOVA, Unión de Empresas Colombianas de Gas Propano, ofreció al Gobierno Nacional trabajar conjuntamente para superar la crisis energética que está afrontando el país.
     
    De acuerdo con las declaraciones dadas por el presidente del gremio, Nicolás Botero: “En la encrucijada energética que vive el país por la conjunción de circunstancias adversas, el Gas Propano se convierte para el Gobierno Nacional y para los ciudadanos en una alternativa clara frente a los problemas de suministro de fuentes energéticas”.
     
    Las características propias del Gas Propano, le permiten a las empresas legales que distribuyen y comercializan este energético, estar en la capacidad de atender inmediatamente la generación eléctrica, la industria, la agroindustria, la cocción, la recreación y el transporte.
     
    Realmente, la portabilidad, la disposición para uso inmediato de todos los colombianos, el efecto solidario que genera un cilindro que puede ser compartido por varios usuarios, la llegada a todos los puntos de nuestra geografía por medios de transporte tan variados como la mula y la canoa, la adaptabilidad a las industrias y a la frontera agrícola, demuestra que existe un mundo lleno de oportunidades para que el gas propano continúe conquistando mercados y sea visto como una solución a la crisis energética.
     
    Sobre lo anterior, Nicolás Botero asegura: “El reto es que con la disposición del Gobierno Nacional logremos migrar parcialmente algunos de los procesos productivos a GLP, pues es la única solución inmediata y eficiente con la que el país podrá ahorrar lo suficiente para mitigar el problema que se nos está viniendo encima”.
     
    GASNOVA trabaja sin descanso para que el GLP sea visto como una alternativa real para el Gobierno Nacional en la búsqueda de soluciones a sus retos en materia energética y para los usuarios en su vida diaria. Día a día, ahonda esfuerzos para lograr reglamentaciones fundamentales para el desarrollo del país como es el caso de AUTOGAS, la lucha contra la ilegalidad y el contrabando, y en situaciones coyunturales como esta inminente crisis.
     
    En ese sentido, Botero comenta: “Esta es una industria con entera disposición de construir desde su actividad planes de apoyo para el Gobierno, pero necesita reciprocidad para librar las batallas que han sido interpuestas por un mercado que pone en manifiesto la inequidad, si nos comparamos con nuestros competidores”.
    Y es que la industria del Gas Propano requiere del apoyo del Gobierno Nacional en varios aspectos fundamentales:
    I.    Requiere ser sacada del monopolio de oferta que castiga la industria del GLP y a los más necesitados del país;
     
    II. Necesita que se supriman los castigos tributarios como la estampilla al transporte de gas a San Andrés que encarece absurdamente el costo de los cilindro;
     
    III. Busca competir en igualdad de condiciones respecto a otros energéticos como el gas natural y la energía eléctrica;
     
    IV. Solicita trabajo mancomunado para luchar contra la ilegalidad y el contrabando que pone en riesgo a millones de colombianos; Y
     
    V. Pide al Gobierno emitir reglamentaciones fundamentales para el desarrollo del país como es el caso de AUTOGAS.
     
    En un contexto que solo evidencia ventajas competitivas, el GLP puede ser catalogado como el combustible del futuro, no como las otras soluciones que están atadas a tubería y cables. El Gas Propano es un combustible que siempre está listo para servir a los colombianos.
     
    Respecto a lo anterior Nicolás Botero afirma: “Nuestra oportunidad es similar a la de la telefonía móvil que está independizando a su usuarios y abriendo un mundo nuevo en el mercado. Por eso, seguiremos firmes en nuestro propósito de representar en los escenarios políticos, empresariales, comerciales y ambientales, a uno de los sectores energéticos más prósperos, y que puede convertirse en piedra angular de la sostenibilidad energética de Colombia”.
     
    paisminero.co
  • Gazprom de Rusia mira hacia África para la producción de gas

    Gazprom está lista para ayudar a los países africanos a producir gas natural, dijeron representantes del gigante ruso del gas en una reunión con funcionarios de países africanos en Johannesburgo esta semana.
    "Creo que la experiencia de Gazprom en la implementación de proyectos de construcción de gasoductos y gas natural licuado podría ser de interés para los socios sudafricanos", dijo el embajador ruso en Sudáfrica, Ilya Rogachev, citado por Interfax en la mesa redonda para discutir los beneficios del gas natural. para África  
    Representantes de nueve países africanos (Argelia, Angola, Ghana, Egipto, Kenia, Mozambique, Nigeria, Tanzania y Sudáfrica) asistieron a la reunión.
     
    Mientras que Occidente ha evitado los recursos energéticos rusos y ha cerrado la mayoría de los espacios aéreos a los aviones y vuelos comerciales rusos desde la invasión rusa de Ucrania, los países africanos han seguido manteniendo estrechos vínculos con Rusia.
     
    “Gazprom está abierto a discutir propuestas constructivas y mutuamente beneficiosas que facilitarían el desarrollo económico y mejorarían la vida de las personas en los países africanos”, dijo Dmitry Khandoga, jefe del departamento de actividades económicas exteriores de Gazprom.
     
    El aumento de la producción de gas natural en África ayudará a satisfacer la creciente demanda de energía, escucharon los asistentes a la mesa redonda.
     
    Sin embargo, la mayor parte del gas producido en África se exporta, dijeron los representantes de Gazprom. 
    “Por ejemplo, uno de cada tres residentes de Nigeria, el mayor exportador de GNL de África, no tiene acceso a la energía”, según la empresa rusa.
     
    Irónicamente para Rusia, la mayor parte del gas natural producido en África termina en Europa, que está comprando más gasoductos y suministro de GNL de África para reemplazar el suministro de gasoductos de la rusa Gazprom.
     
    Las grandes del petróleo y el gas ahora buscan firmar acuerdos adicionales en el Mediterráneo y África para suministrar gas a Europa, que quiere deshacerse del gas ruso para 2027.
     
    El director ejecutivo de Eni, Claudio Descalzi, dijo al Financial Times a principios de este año que  Europa debería buscar en África  un eje energético "sur-norte" para las entregas de gas.   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Gazprom: Gran parte de Nord Stream necesita ser reemplazada

    Una gran sección de la tubería Nord Stream debe ser reemplazada para que el gasoducto de Rusia a Alemania pueda volver a estar listo para funcionar, dijo el director ejecutivo de Gazprom, Alexey Miller, a la televisión estatal rusa en una entrevista . “Los expertos dicen que para restablecer las operaciones después de un acto terrorista de este tipo, se necesita cortar una gran parte de la tubería, a una gran distancia, y de hecho construir una nueva sección en esta sección”, dijo Miller al Canal Uno de Rusia. 
     
    “Y para restaurar la integridad, debe levantarse, esta tubería. Y entiendes, una cosa es cuando la tubería está hueca, sí, y otra cuando está llena de agua de mar durante cientos de kilómetros”, agregó Miller. 
     
    Rusia ha dicho que las explosiones en los oleoductos Nord Stream y las fugas que siguieron fueron el resultado de un “acto terrorista”, mientras que Occidente dice que hay evidencia de sabotaje.
     
    En el momento de las explosiones a fines de septiembre, no se enviaba gas a través de Nord Stream 1 o Nord Stream 2.
     
    Nord Stream 2 nunca se puso en funcionamiento después de que Alemania cancelara el proceso de certificación tras la invasión rusa de Ucrania. Rusia, por su parte, cerró Nord Stream 1 indefinidamente a principios de septiembre, alegando que no podía reparar las turbinas de gas debido a las sanciones occidentales.
     
    A principios de esta semana, el presidente ruso, Vladimir Putin, afirmó que Rusia estaba lista para suministrar gas a Europa en la única línea no dañada del gasoducto Nord Stream 2 si la UE quiere comenzar la ruta.
     
    Putin también dijo que reparar las líneas Nord Stream 1 y 2 solo tendría sentido si se utilizarán más tarde, dijo la agencia de noticias rusa Interfax citando al presidente ruso.  
     
    Antes de que se detectaran las fugas de Nord Stream 1 y 2, Putin dijo que Rusia no tenía nada que ver con la crisis energética de Europa y que si Europa quería más gas, solo tenía que "presionar el botón" en Nord Stream 2, y "todo saldrá bien". va”, es decir, levantar las sanciones a Nord Stream 2.
     
    Unos días después, Stephan Weil, ministro-presidente del estado de Baja Sajonia, en el noroeste de Alemania, dijo que Alemania nunca podría volver a depender de Rusia para el suministro de energía y que el proyecto Nord Stream 2 nunca seguiría adelante. 
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • Grandes petroleras se vuelcan al gas

    Las compañías petroleras que han extraído billones de barriles de crudo de la tierra ahora dicen que el futuro está en su otro producto principal: el gas natural, combustible que promocionan como el sucesor lógico del carbón.

    Como casi 200 países negociarán un acuerdo vinculante sobre emisiones de carbono en diciembre, las empresas de combustibles fósiles, con Royal Dutch Shell Plc y Total SA a la cabeza, dicen que ahora se centrarán en el gas como alternativa más limpia al carbón barato que actualmente es lo que más se usa para la generación de energía en todo el mundo.

    Esto ha dado lugar a una guerra de palabras entre las dos industrias y a la preocupación de que las grandes petroleras estén más interesadas en conquistar cuota de mercado que en combatir el calentamiento global.

    “Total es gas y el gas es bueno”, dijo el lunes el máximo responsable ejecutivo Patrick Pouyanne, antes de la Conferencia Mundial del Gas de París que tendrá lugar esta semana. Sus comentarios son similares a los efectuados dos semanas antes por el CEO de Shell Ben Van Beurden, que señaló que su compañía ha pasado de ser “una empresa de petróleo y gas a convertirse en una empresa de gas y petróleo”.

    Shell comenzó a producir más gas que petróleo en 2013 y Total al año siguiente. La producción de Exxon Mobil Corp. aumentó de 39% de la producción total hace seis años a aproximadamente un 47% el año pasado. Las compañías están impulsando las ventas en China, India y Europa.

    El carbón de productores encabezados por Glencore Plc y BHP Billiton Ltd. genera alrededor del 40% de la electricidad del mundo. Shell, Total, BP y otras compañías petroleras dijeron el lunes en una declaración conjunta que se unirán para promocionar al gas como un combustible más inocuo para el clima que el carbón.

    ‘El enemigo’

    “El enemigo es el carbón”, expresó Pouyanne el lunes.

    Prometió retirarse de la minería del carbón y dijo que Total también podría suspender la negociación del carbón en Europa.

    “Una estrategia clave para que los productores de gas hagan avanzar esa agenda es pedir a los gobiernos que graven las emisiones de carbono de las centrales eléctricas. Esto crearía un incentivo económico para que se pase del carbón, la principal fuente de gases de efecto invernadero, a opciones más limpias.

    El máximo responsable ejecutivo de BP Bob Dudley reclamó un precio del carbono en la asamblea de accionistas de la compañía el 16 de abril, mientras que el titular de Exxon Rex Tillerson el 27 de mayo reiteró su apoyo a un impuesto al carbono si se llega a un consenso en los Estados Unidos.

    Dudley, Tillerson, Pouyanne, Van Beurden y Eldar Saetre de Statoil ASA se sumarán al CEO de Chevron Corp. John Watson en la conferencia de París esta semana para analizar la forma de promover el gas como combustible principal para lograr un mundo limpio y sostenible.


    Fuente: Dinero.com

  • Gremio de Gas Propano pide al gobierno desarrollar política de subsidios

    240.000 usuarios recibieron subsidios  en desarrollo del Plan Piloto de Subsidios al  consumo de Gas Propano de usuarios pobres en cuatro departamentos, programa que  adelanta el Ministerio de Minas y Energía.

    “Los beneficios sociales de este programa de subsidios al GLP son evidentes y reclaman una política clara y deliberada del Gobierno Nacional para consolidar el objetivo primario del Presupuesto General de la Nación 2015, orientado a definir las prioridades sociales del nuevo cuatrienio”, Evamaría Uribe, Presidente de GASNOVA240.000 usuarios recibieron subsidios  en desarrollo del Plan Piloto de Subsidios al  consumo de Gas Propano de usuarios pobres en cuatro departamentos, programa que  adelanta el Ministerio de Minas y Energía.

    “Los beneficios sociales de este programa de subsidios al GLP son evidentes y reclaman una política clara y deliberada del Gobierno Nacional para consolidar el objetivo primario del Presupuesto General de la Nación 2015, orientado a definir las prioridades sociales del nuevo cuatrienio”, Evamaría Uribe, Presidente de GASNOVA

     
    En una carta dirigida al Ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, GASNOVA, Unión de Empresas Colombianas de Gas Propano, propone al Gobierno Nacional, ampliar el actual Plan Piloto de Subsidios al GLP a $278.000 millones, con el objetivo de beneficiar a los departamentos localizados en las zonas de frontera e incluir a Buenaventura, en el Valle, al Cauca, y a Chocó, departamentos con altos índices de pobreza y necesidad social, especialmente dela población habitante de la Costa  Pacífica de estos departamentos.
     
    Esta propuesta se sustenta en el éxito del Plan Piloto de subsidios al Gas Propano que desarrolla actualmente el Ministerio de Minas y Energía en los departamentos de Nariño, Caquetá, Putumayo y San Andrés, el cual  benefició 240.000 usuarios  de estratos 1 y 2 de estas regiones.
     
    Así mismo, la propuesta de GASNOVA al Ministro, también busca que el Estado colombiano dé cumplimiento a la ley de Servicios Públicos Domiciliarios, Ley 142 de 1994 (Artículo 14.28), que estableció subsidios a los consumos básicos de gas combustible, el cual incluye al gas propano,  para que las personas de menores ingresos puedan pagar las tarifas de los servicios públicos domiciliarios.
     
    Durante los últimos 20 años, la Nación ha destinado recursos para financiar los subsidios a las personas de menores ingresos, en los servicios de Energía Eléctrica y Gas Natural. Por ejemplo, en el 2013, alrededor de $400.000 millones en subsidios al consumo y al financiamiento de inversiones en redes de gas natural.
     
    Sin embargo, el Gas Propano solo empieza recientemente a tener subsidios con un presupuesto de  $11.000 millones de pesos en recursos, los cuales  hoy se están usando para el Plan piloto que se desarrolla en Nariño, Caquetá, Putumayo y San Andrés.
     
    Cabe anotar que la ley rectora no hizo distinción ni dio prelación al gas natural sobre el gas propano. Ambos combustibles, en razón a sus cualidades, pueden y deben competir en franca lid en el mercado energético para abastecer a la población.
     
    Con base en la propuesta que hace GASNOVA, el  impacto social y de equidad sería enorme, si los 1.431.000 consumidores potenciales de gas propano en departamentos como Caquetá, Putumayo, Cauca, Nariño, Chocó y demás departamentos de zonas de frontera con Venezuela, Ecuador, Perú, Panamá y Brasil, se beneficiaran con los subsidios ya previstos por la Ley 142 para el consumo básico de subsistencia.
     
    Este subsidio a la demanda, libera ingresos adicionales y mejora la capacidad adquisitiva de cada familia usuaria, en $194.000/año,  ingresos que permitirían mejoras sustanciales en alimentación, vivienda, salud y cubrimiento de otras necesidades básicas de estas familias. Los subsidios al consumo de servicios públicos domiciliarios como el gas propano, son un elemento que contribuye a la mejora en la distribución del ingreso y un factor de equidad social, inaplazables.
     
    Gasnova- paisminero.co
     
  • Hay al menos 35 contratos de exploración de petróleo y gas que están suspendidos

    El freno de dichos contratos tiene que ver con problemas de orden público, trámites administrativos o ambientales, temas sociales, entre otros aspectos legales.
    Luego de que se conociera el informe que publicó el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en el que se reveló que hay reservas probadas de petróleo y gas para 7,5 y 7,2 años, respectivamente, desde el gremio insisten en impulsar los contratos existentes del sector para garantizar la autosuficiencia y la seguridad energética.
     
    Francisco José Lloreda, director de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), dijo que “no es tarde para darle un impulso decidido a los contratos existentes de petróleo y gas, como lo hace el Gobierno, para hacer viables los recursos contingentes, y revisar, cómo lo dice el Plan de Desarrollo, la política de hidrocarburos a futuro”.
     
    Un informe de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (Acggp) mostró que, según las cifras de Ministerio de Minas y Energía, con corte a diciembre, de 117 contratos que están en fase de exploración, 35 se encuentran suspendidos y 32 de ellos podrían contar con recursos en el subsuelo.
     
    Los motivos de dicha suspensión en los contratos son de orden público, por trámites administrativos o ambientales, temas sociales, entre otras causas.
     
    “Un proyecto de exploración normalmente tiene seis años de duración, en términos contractuales. Esos tiempos se están alargando mucho más por el tema de licenciamiento ambiental”, explicó Flover Rodríguez, director de la Acggp.
     
    Los contratos suspendidos están distribuidos en diferentes regiones del país. La zona que tiene el mayor número es la cuenca Caguán-Putumayo, que tiene 14 de los 35; seguido de los Llanos Orientales, donde hay 10; la cuenca del Valle Medio Magdalena, con seis; la Cordillera Ambiental, con tres; la cuenca del Valle Superior del Magdalena, con dos; y los restantes en La Guajira, Catatumbo y Cesar-Ranchería.
     
    Las cifras del Ministerio de Minas y Energía muestran que, de los 35 contratos suspendidos, 56% tiene problemas sociales y ambientales. “Los contratos de exploración de hidrocarburos han sido históricamente afectados por la falta de capacidad de las instituciones para tramitar las licencias ambientales”, dijo.
     
    Respecto a la cuenca de Caguán-Putumayo, hay comunidades indígenas que se han opuesto a proyectos petroleros por la percepción negativa de la industria, asesinatos de líderes sociales, y presencia de grupos armados, que afectan las operaciones de empresas de hidrocarburos. Por ejemplo, en Caquetá, se denunció la extracción ilegal de oleoductos, como el de San Miguel-Orito, que ocasionó pérdidas a Ecopetrol por US$140.000.
     
    En los Llanos Orientales, Parex suspendió los proyectos de hidrocarburos en desarrollo por la presencia de grupos armados como el ELN, por la falta de garantías para operar. El valle del Magdalena Medio también ha habido conflictos debido a los contratos con petroleras de la región.
     
    Las dificultades para tramitar las diferentes licencias ambientales
    Flover Rodríguez, director de la Acggp, dijo que las principales trabas que hay en los trámites administrativos son los tiempos, ya que a la Anla le toma hasta un año revisar dichos procesos. “El relacionamiento en territorio es complejo. Las empresas, además de la licencia ambiental en los casos que amerite, deben surtir ejercicios de consulta previa. El Ministerio del Interior necesita fortalecerse para mapear e identificar a las comunidades que no son sujetas del derecho a la consulta previa. Un ejemplo de esto fue lo que pasó en La Guajira”.
     
    Por Juan Diego Murcia para LaRepública.
  • Internacional - Firmados dos acuerdos para solucionar la crisis del gas

    Los ministros de Energía de Rusia y Ucrania y el comisario europeo de Energía firmaron el primer documento que recoge las condiciones de entrega de gas ruso a Kiev.
     
    Rusia, Ucrania y la Unión Europea (UE) han firmado este juevesdos acuerdos para solucionar la crisis del gas que amenazaba con afectar al suministro este invierno.
     
    Los ministros de Energía de Rusia, Aleksandr Novak, y de Ucrania, Yuri Prodan, y el comisario europeo de Energía, Günther Oettinger, firmaron un primer documento que recoge las condiciones de entrega de gas ruso a Kiev hasta marzo de 2015.
     
    En paralelo, los consejeros delegados del gigante gasístico ruso Gazprom, Alexey Miller, y de la ucraniana Naftogaz, Andriy Kobolev, firmaron una actualización del contrato de suministro de gas que Rusia y Ucrania sellaron en 2009.
     
    "Ya no hay motivo para que los ciudadanos en Europa pasen frío este invierno", señaló el presidente de la Comisión Europea, José Manuel Durao Barroso, en la rueda de prensa posterior a la firma de los acuerdos, en la que confió en que Rusia y Ucrania sean socios en los que se puedan confiar.
     
    El comisario Oettinger explicó que ambas partes han estado de acuerdo en que la deuda que tiene pendiente Ucrania con Rusia por las importaciones de gas asciende a 3.100 millones de dólares que Kiev pagará en dos tramos.
     
    "Naftogaz está lista para pagar 1.450 millones de dólares a Gazprom como pago parcial del suministro de noviembre y diciembre del año pasado y del comienzo de este año", precisó el político alemán, quien consideró que esto abre la puerta a la recuperación de la relación gasística entre ambas partes.
     
    Oettinger indicó que el segundo pago será de 1.650 millones de dólares, una cifra que corresponde a las importaciones de gas ruso desde comienzos de año hasta junio, cuando Moscú cortó el suministro a Kiev por impago. Una vez que Ucrania satisfaga los pagos por la deuda acumulada, Rusia se compromete a rebajar en 100 dólares (de 485 dólares a 385 dólares por cada 1.000 metros cúbicos) el precio del gas ruso hasta finales de marzo.
     
    Oettinger explicó que esta medida se adoptará mediante un decreto del Gobierno ruso, lo que dará a Kiev la seguridad que reclamaba respecto de los compromisos sobre el precio del gas.
     
    En cuanto a los volúmenes de gas que necesitará Ucrania este invierno y a si dispondrá de la financiación para cubrir su coste, el titular europeo de Energía aclaró que Kiev necesitará 4.000 millones de metros cúbicos de gas, quizá más, y que para pagarlos dispondrá de los ingresos de la compañía Naftogaz, de parte de su presupuesto nacional, y además contará con el apoyo de la UE y el Fondo Monetario Internacional (FMI).
     
    "Ucrania ha confirmado que tendrá los fondos, que necesitará 4.000 millones de metros cúbicos de gas en noviembre y diciembre que pagará tan pronto como le lleguen los fondos", señaló por su parte Novak.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE
     
     
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  • Internacional - Petrobras sellaría con Mitsui la venta de su participación en unidad gasífera

    Petrobras sostuvo que está en "negociaciones finales" con Mitsui Gas e Energia do Brasil Ltda, de Mitsui, por la venta de un 49% de participación en una compañía de inversión.

    Petrobras dijo este martes que está cerrando un acuerdo para vender a la japonesa Mitsui & Co Ltd una parte minoritaria de una unidad de distribución de gas natural del conglomerado, en momentos en que la petrolera brasileña busca desprenderse de activos no esenciales por US$13.000M al 2017.

    Petrobras sostuvo que está en "negociaciones finales" con Mitsui Gas e Energia do Brasil Ltda, de Mitsui, por la venta de un 49% de participación en una compañía de inversión que aglutina los intereses que la estatal brasileña tiene en distribuidores de gas regionales a lo largo del país.

    La venta de esta participación forma parte de un plan de desinversión que Petrobras ya anunció para el período 2015-2019. La compañía no brindó el valor estimado de la transacción, que depende de aprobaciones administrativas y regulatorias.

    Al deshacerse parcialmente de activos ligados a la distribución de gas y combustible, biocombustibles y equipamiento de transporte, el presidente ejecutivo de Petrobras, Aldemir Bendine, busca acelerar el desarrollo de prometedores descubrimientos petroleros mar adentro conocidos como yacimientos subsal.

    Con todo, Petrobras -la compañía petrolera de envergadura más endeudada del mundo- busca colocar activos en momentos en que los precios de crudo de desplomaron y en que hay un limitado interés de posibles compradores.

    La venta de la participación en la unidad gasífera ganó terreno cuando Petrobras aprobó un plan para solicitar el permiso reglamentario a fin de realizar una Oferta Pública Inicial (OPI) de la unidad de distribución de combustible BR Distribuidora SA, según analistas.

    Algunos señalan que Mitsui es considerado desde hace tiempo un comprador natural de algunos activos no estructurales de Petrobras debido a su conocimiento de Brasil y su capacidad de permanecer como accionista minoritario en grandes proyectos y negocios en el país.

    Mitsui "ya es socio de Petrobras en ocho compañías de distribución de gas en Brasil, y podría manejar potenciales sinergias operativas", dijo el analista Caio Carvalhal de Banco Brasil Plural.

    Las acciones comunes de Petrobras caían con fuerza el martes. El papel arrastra una merma de un 11% en lo que va del año.

    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

  • Irán amenaza más al gas que al crudo

    Desde enero el precio de los futuros del gas natural se ha llegado a desplomar cerca de un 11 por ciento a pesar de ser un periodo en el que esta 'commodity' suele registrar alzas.
     
    El 16 de enero de 2016 ya es uno de los días marcados en rojo en el calendario histórico de Irán. Tal día como este se producía el levantamiento de las sanciones internacionales a la república islámica. Un hecho que suponía el fin al estrangulamiento de la economía de este país en los últimos años y, a su vez, destapaba la caja de Pandora. El mercado de commodities ya ha dado una clara muestra de ello.
     
    La paz nuclear con Irán supone la apertura al mercado de un país que en los años 70 podía colocar entre 5 y 6 millones de barriles de petróleo al día y que además posee las mayores reservas de gas natural del mundo.
     
    Así lo afirma el último informe estadístico publicado de British Petroleum, que asegura que el 18 por ciento de las reservas mundiales de esta materia prima se encuentran en su poder. Un porcentaje superior incluso al que mantiene Rusia, que tiene el 17 por ciento del gas natural acumulado del mundo. Y así lo confirma la agencia estatal de información energética de EEUU que estima que las reservas de gas de Irán son desde 2013 las primeras del mundo. Rusia, Qatar, Turkmenistan y EEUU son los siguientes países que más reservas de esta materia prima tienen.
     
    "Tras el ingreso de Irán en los mercados internacionales de la energía, la guerra de precios se recrudecerá en el mercado de materias primas", afirma Álex Fusté, economista jefe de Andbank.
     
    Para colocar todo ese gas tendrá que luchar fuerte con el resto de competidores, y en un mercado abierto se lucha bajando el precio. De hecho, según aseguran desde Andbank, el mercado energético ha mutado desde un sistema monopolístico a un sistema de fijación de precios competitivo en los últimos ejercicios.
     
    Ni el frío eleva su precio
     
    En este sentido, desde enero el precio de los futuros del gas natural se desploma cerca de un 27 por ciento en el año -el crudo cede un 15 por ciento en el mismo periodo- y ya cotiza en niveles no vistos desde 1999 a pesar de ser un periodo en el que esta commodity suele registrar alzas.
     
    Y es que, el gas natural se utiliza para calentar más de la mitad de hogares en Estados Unidos, lo que favorece que durante el periodo invernal el precio de esta materia suba. De hecho, ante tormentas de nieve -como a la que se enfrentó EEUU a lo largo del mes- su precio se suele ver elevado, pero ha sucedido lo contrario. "El clima templado en invierno, una falta de demanda de calefacción, una producción récord y el consiguiente hinchamiento de los inventarios ha provocado una fuerte caída de los precios", aseguraban a comienzos de mes desde el departamento de análisis de Julius Baer. "A más largo plazo", señalan desde la entidad suiza, "las exportaciones de Estados Unidos y Australia -por primera vez-, generarán un creciente superávit de gas natural licuado global que será muy difícil de absorber por completo por los consumidores asiáticos".
     
    Un futuro no tan negro
     
    Pese a ello el futuro del gas no parece tan negro. "En Europa probablemente no se sentirán los efectos del suministro iraní adicional hasta por lo menos el ejercicio 2030", afirman los analistas de Bloomberg, haciendo alusión a diferentes declaraciones de ejecutivos de las principales empresas de energía.
     
    Y es que, para poder competir en la producción de gas en Europa es necesario tener acceso a una financiación y a una tecnología que ha variado mucho desde que se impusieran las sanciones a Irán. "Los precios parecen demasiado bajos para mantener al mercado en el equilibrio adecuado de cara al largo plazo. La producción debería disminuir en el futuro -a la estela de lo que probablemente suceda con el petróleo de esquisto- mientras que la demanda de plantas de energía debe permanecer fuerte", asegura Carsten Menke, analista especializado en el mercado de materias primas.
     
    Este hecho, unido a que tal y como aseguran desde Nomura, "China aspira a tener en cuenta al gas natural entre las energías que consume -se espera que esta commodity llegue a pesar cerca de un 10 por ciento del total de su energía consumida en el año 2020, es decir, el doble de lo que representa en la actualidad-", pesan también en la cotización del gas natural, que ha suavizado las caídas registradas en el año a lo largo de las últimas todos semanas.
     
    Además, no hay que olvidar que el gas natural emite un 50 por ciento menos de CO2 que el carbón a la hora de ser usado como fuente de generación de energía por lo que su atractivo en un contexto en el que el Gobierno chino.
     
     
    Fernando S. Monreal
     
    eleconomista.es
     
  • La apuesta de Shell al gas destaca el esfuerzo de las grandes petroleras para reemplazar el carbón

    Bloomberg - La reciente adquisición de BG Group Plc por US$70.000 millones es una importante apuesta de Shell a que el gas natural será su vaca lechera en el futuro.
     
    El tránsito de la industria petrolera hacia el gas no es nuevo: después de todo, la revolución de la fractura hidráulica del esquisto está en su segunda década. Sin embargo, la decisión de Shell es una enfática confirmación de que algunos miembros de la familia de las grandes petroleras creen firmemente en que el gas tendrá un papel cada vez más importante en satisfacer la demanda de energía de países emergentes como China e India, que están tratando de ir abandonando el carbón, que es más contaminante.
     
    “El gas probablemente supere al carbón como segundo combustible del mundo para fines de la década de 2020”, dijo Jonathan Stern, responsable del programa de gas natural del Instituto de Estudios Energéticos de Oxford.
     
    El gas se presenta como el combustible preferido en todo el mundo porque es más limpio que el carbón y el petróleo, lo que ha llevado a la Agencia Internacional de la Energía a decir en 2011 que el mundo estaba entrando en una “edad de oro del gas”. Con una decisión muy simbólica, China anunció el mes pasado que convertiría al gas a la última de las cuatro grandes centrales eléctricas a carbón de los alrededores de Pekín el año que viene.
     
    En septiembre pasado, en una reunión de la industria petrolera paralela a una sesión de las Naciones Unidas sobre el calentamiento global, algunos de los principales productores del mundo se pusieron de pie para declarar que el gas les daba una enorme ventaja sobre el carbón en la batalla contra el cambio climático, según el sitio web Responding to Climate Change.
     
    “Uno de nuestros aportes más importantes es producir gas natural y reemplazar el carbón en la generación de electricidad”, dijo Helge Lund, entonces máximo responsable ejecutivo de Statoil ASA, mencionando cifras que mostraban que pasar del carbón al gas podía reducir a la mitad las emisiones del mundo.
     
    Hasta hace poco, el carbón era la fuente de energía de más rápido crecimiento en el mundo, promediando una tasa anual de 5%. La AIE con sede en París pronosticó que la tasa se desaceleraría a 1% de 2012 a 2020 y luego a 0,3% en la década de 2020, a medida que China y otros países emergentes combatan la contaminación.
     
    El máximo responsable ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, dijo en febrero que “el pasaje del carbón al gas natural” era necesario para luchar contra el cambio climático. “Cuando se lo usa para generar energía, el gas produce la mitad de CO2 que el carbón”, declaró ante un público de ese sector industrial.
     
    Para Shell, esta es la segunda operación centrada en el gas en otros tantos años. A comienzos de 2014, compró la empresa de gas natural licuado de la española Repsol SA por US$4.100 millones. El grupo anglo-holandés no es el único que apuesta al gas: Chevron Corp., BP, Total SA y Exxon Mobil Corp. también están realizando grandes inversiones en el combustible.
     
    fuente: Bloomberg
  • La búsqueda de gas natural lleva a las petroleras a nuevos extremos

    PALMA, Mozambique—Pocos caminos conducen a este pueblo pesquero en la costa oriental de África. El agua potable y la electricidad escasean. Las amenazas incluyen víboras venenosas, mosquitos trasmisores de malaria y rebeldes armados.
     
    Pese a todo, este es el lugar donde Anadarko Petroleum Corp. APC -2.26%  quiere construir uno de los mayores proyectos que jamás haya afrontado una empresa energética occidental. Ha prometido instalar hectáreas de viviendas con aire acondicionado, una pista de aterrizaje y un puerto, y trasladar a casi 3.000 habitantes que actualmente viven en chozas de barro.
     
    La búsqueda de petróleo ha llevado a empresas a lugares remotos a lo largo de la historia de la industria. Anadarko, sin embargo, no está allí en busca de oro negro. La compañía estadounidense busca algo más abundante, aunque menos lucrativo: gas natural ubicado a unos 50 kilómetros de la costa.
     
    No obstante, hay más de una contra para uno de los mayores descubrimientos energéticos de las últimas décadas. Los clientes viables más cercanos están a un hemisferio de distancia y podría costar decenas de miles de millones de dólares acceder al gas. Compradores con abundantes recursos han expresado su interés en el proyecto, pero algunos aún deben comprometerse.
     
    "El petróleo probablemente sea más fácil", admite Don MacLiver, el ejecutivo a cargo del desarrollo del proyecto en Mozambique. De todos modos, al igual que muchas petroleras, Anadarko, con sede en Texas, tiene que adaptarse a las oportunidades disponibles. Estas, señala, incluyen "grandes descubrimientos de gas en lugares remotos".
     
    Este es el desafío para muchas firmas energéticas: el gas natural, no el petróleo, representa dos tercios de las reservas de hidrocarburos descubiertas en la última década, según la consultora IHS Inc. IHS +1.07%  Además, muchos de los mayores hallazgos están muy lejos de viviendas y empresas que pueden consumir el combustible.
     
    El proyecto en Mozambique, que ha representado unos US$1.000 millones en costos para Anadarko hasta ahora, está entre las iniciativas más extremas para convertir esos descubrimientos tan grandes en energía que se pueda vender en el mercado. Como los clientes están tan lejos, Anadarko planea construir plantas que enfrían el gas a temperaturas que lo convierten a un estado líquido, para que pueda ser cargado en tanques refrigerados y ser trasladado por mar como el petróleo.
     
    Exportar este combustible puede brindarles a las empresas una fuente de ingresos más prolongada y estable que bombear petróleo, aunque sin el alto margen de ganancias que deja el crudo.
     
    Otras energéticas trabajan en proyectos similares. La italiana Eni ENI.MI +0.28%  SpA, por ejemplo, planea uno cerca del de Anadarko. Compañías como la británica BG Group BG.LN +0.04%  y la noruega Statoil AS STL.OS +0.23%  A planean otro emprendimiento de este tipo para comercializar el gas que han hallado cerca de la costa de Tanzania, al norte de Mozambique.
     
    Analistas estiman que la demanda global de gas natural licuado, o GNL, se duplicará en 20 años, impulsada por economías de rápido crecimiento en Asia. La demanda europea de gas transportado por mar también podría aumentar conforme los países buscan alternativas al combustible que llega por gasoductos desde Rusia.

    "Nunca en la historia de la industria hemos visto esta cantidad de capacidad planeada", dice Chris Holmes, director sénior de IHS, en referencia a los proyectos de exportación de gas licuado.
     
    De todos modos, los proyectos en el este de África deberán competir contra muchos otros, incluidos algunos en regiones similarmente remotas pero políticamente menos problemáticas, como Australia y Alaska. El gas de Mozambique también deberá competir con el gas de esquisto en Estados Unidos, donde la infraestructura existente reduce el costo de exportación.
     
    La apuesta de Anadarko en Mozambique es audaz. Con un valor de mercado de US$54.900 millones, se convertiría en la primera firma estadounidense de su tamaño en extraer, licuar y exportar gas. Hasta ahora, ese tipo de proyectos habían quedado reservados para gigantes como Exxon Mobil Corp. XOM -0.24%  y Royal Dutch Shell RDSA.LN +0.04%  PLC, que tienen ingresos 30 veces mayores.
     
    El costo previsto de perforar los pozos y construir las dos primeras plantas de enfriamiento en Palma es de US$16.000 millones, una cifra superior al Producto Interno Bruto del país en 2013, de US$15.300 millones. Con una participación de 26,5%, Anadarko afrontaría alrededor de US$4.200 millones en costos.
     
    La empresa tiene planes aún más ambiciosos, como construir hasta 14 plantas de licuación en Mozambique en las próximas décadas. Pero el costo podría subir: desde 2000, el gasto en la construcción de proyectos de GNL se ha más que triplicado, según la consultora Merlin Advisors LLC. Ejecutivos de Anadarko confían en que podrán controlar los costos.
     
    De todas maneras, producir GNL es tan costoso que Anadarko y sus socios —entre ellos empresas de Japón y Tailandia y la energética estatal de Mozambique— no se comprometerán con el proyecto sin alguna garantía de que podrán obtener una ganancia. El consorcio busca compradores asiáticos para cerca de 60% del GNL, aunque por ahora sólo reveló acuerdos tentativos. El 40% restante sería vendido en el mercado.
     
    Anadarko planeaba tomar una decisión final sobre si avanzar con el proyecto este año, pero ahora señala que podría definirlo en 2015.
     
    En tanto, no cesan las complicaciones en tierra. Palma es una de las zonas menos desarrolladas de esta ex colonia portuguesa. Incluso hoy, las mujeres llevan baldes de agua sobre sus cabezas y los pescadores trabajan desde pequeños botes de madera. Pero el descubrimiento de gas en 2010 comenzó a cambiar la vida aquí. Hombres en bicicletas comparten las calles con pickups con el logo de Anadarko.
     
    "El gas es una promesa de desarrollo", afirma Abdul Razak Noormahomed, viceministro de recursos minerales del país.
     
    La zona de 6.900 hectáreas que pretende explotar Anadarko incluye varios pueblos y un total de 3.000 habitantes deberán ser reubicados. La petrolera trabaja en un plan para compensarlos que incluye nuevas viviendas, pero la mudanza ha generado resistencia.
     
    Además, pocos habitantes de Palma tienen las destrezas necesarias para conseguir trabajo en el proyecto. Y los pobladores locales se preguntan qué pasará si el emprendimiento se detiene y las empresas se marchan. "Ellos seguirán adelante", dice Ali Mequit, un pescador de 30 años, "pero nuestras vidas habrán sido alteradas". 
     
    Por Devon Maylie y Daniel Gilbert
     
    Fuente; WSJournal.com
  • La carrera para asegurar contratos de GNL a largo plazo

    Los inventarios globales de GNL pueden estar en un nivel récord en medio de una demanda débil, pero los compradores serios están mirando hacia adelante y cerrando acuerdos de suministro a largo plazo para asegurar suficiente GNL para el futuro sin exponerse al inconstante mercado al contado.
    Si bien es posible que los europeos no sean grandes fanáticos de los acuerdos a largo plazo debido a sus planes de transición, a los asiáticos definitivamente les gustan sus acuerdos de GNL a largo plazo. Y también lo hacen las supergrandes que luego venderán este GNL a los europeos reacios a largo plazo.
    Desde principios de año, se han cerrado acuerdos a largo plazo por un valor de unos 13 millones de toneladas anuales, según Wood Mackenzie , y el impulso del año pasado se ha trasladado a este año. El año pasado, dijo la firma de investigación, se contrataron unos 81 millones de toneladas anuales de GNL en virtud de acuerdos de suministro a largo plazo.
     
    Entre los acuerdos firmados este año se encuentra el contrato de 20 años de China con Venture Global, que suministraría 2 toneladas de GNL anualmente a China Gas Holdings a partir de 2027. La empresa china también tiene un acuerdo de 25 años con Energy Transfer para la entrega de 700 000 toneladas de GNL al año.
     
    Además de China, India es otro gran comprador de GNL al que le gusta la seguridad del suministro a largo plazo. Bloomberg informó esta semana que los importadores de energía en el subcontinente buscaban acuerdos a largo plazo para reducir la exposición a las fluctuaciones de precios y estaban en conversaciones con productores de Medio Oriente.
     
    La prisa se produce después del aumento del año pasado en los precios del GNL en el mercado al contado después de que la Unión Europea se apresurara a asegurar la mayor cantidad posible de combustible, elevando los precios internacionales tanto que algunos países se vieron obligados a cambiar del gas al carbón para la generación de energía porque no podían. t proporcionar el gas en forma licuada.
     
    “La lección aprendida por los consumidores es que no pueden manejar el negocio en base al spot”, dijo Akshay Kumar Singh, director ejecutivo de Petronet LNG, a principios de este mes, citado por Bloomberg. “En el futuro, encontraremos muchos contratos a largo plazo firmados por diferentes partes interesadas”.
     
    Japón también es un gran comprador de GNL. El país pobre en energía depende casi por completo de las importaciones para su consumo de energía, y el GNL es una gran parte de la combinación de importaciones. Debido a eso, Japón es el importador de GNL más grande del mundo, retomando el primer lugar de China el año pasado a pesar de que las importaciones totales de GNL disminuyeron ligeramente.
    Qatar es un destino popular para los compradores de GNL, al igual que Omán, según Wood Mackenzie. Este último ha visto una serie de acuerdos a largo plazo sellados en los últimos meses, con compradores que incluyen servicios públicos japoneses, las grandes empresas, una empresa china y una turca.
     
    Como resultado de este interés renovado, señaló la firma de investigación, los precios están aumentando. Los contratos de GNL a largo plazo normalmente están indexados a los precios del crudo Brent, y en 2020 y 2021, el precio promedio fue de alrededor del 10% del punto de referencia por 1 millón de unidades térmicas británicas. Ahora, los vendedores piden el 12,5 % del Brent y más, y algunas ofertas alcanzan el 17 %, informa Wood Mackenzie.
     
    Dado que los precios del petróleo están donde están ahora, el apetito por acuerdos de GNL a largo plazo probablemente se intensificará aún más, ya que los vendedores podrían querer asegurar precios más bajos del petróleo en medio de pronósticos de aumentos de precios más adelante en el año.
     
    Sin embargo, cuanto más GNL está bloqueado en contratos a largo plazo, menos GNL hay en el mercado al contado, lo que sugiere que los precios pueden experimentar otro aumento en algún momento, ya que los contratos que vencen en tres o cuatro años están siendo reemplazados por otros nuevos.
     
    Los importadores asiáticos que se toman en serio su seguridad energética parecen dominar el mercado de suministro a largo plazo, lo que deja a los europeos, que se toman en serio su transición a la energía eólica y solar, pagando precios más altos por el gas que seguirían necesitando mientras tanto.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • La carrera por dominar el sector del GNL está creando un mercado de compradores

    En febrero de 2021, Qatar presentó un plan para asegurar su dominio en las exportaciones de gas natural licuado durante al menos dos décadas. Qatar, que ya es el principal exportador mundial de GNL, conmocionó al mundo con el anuncio de que expandiría  su producción en más del 50 %  a 126 millones de toneladas al año hasta 2027. Al hacerlo, Qatar se aseguró esencialmente de que ninguna otra nación pudiera aspirar a igualar su producción, estableciendo así el dominio en el sector en el futuro previsible. Ahora, los líderes qataríes muy bien pueden estar lamentando ese movimiento. 
    No hace falta decir que muchas cosas han cambiado desde 2021. La pandemia se prolongó más de lo que casi nadie podría haber predicho, causando efectos dominó masivos en prácticamente todos los sectores económicos del planeta. Y luego, cuando las perspectivas económicas ya eran  tan nebulosas como nunca antes , y los sectores energéticos experimentaban una volatilidad extrema mientras intentaban igualar los niveles impredecibles de oferta y demanda en un contexto sin precedentes, Rusia, el  segundo mayor  exportador de líquidos de petróleo y gas natural en el mundo después de que Arabia Saudita invadiera Ucrania. El resultado fue el caos. Las amenazas de sanciones energéticas se convirtieron en una guerra energética total, el sector energético europeo entró en crisis y la  geopolítica cambió para siempre. 
     
    Ahora, Qatar está atrapado con grandes cantidades de GNL y un mercado cambiante que podría no querer sus productos. El problema no es la baja demanda, ni mucho menos. El problema es que nadie quiere firmar un acuerdo a largo plazo que bloquee los precios del GNL cuando el mercado es tan volátil, y tantos otros grandes productores de energía están haciendo sus propios planes energéticos ambiciosos. “El mundo necesita GNL ahora, pero no tanto desde mediados de la década, cuando es probable que el inicio de los proyectos coincida con los de EE. UU. y varios otros lugares”, informó recientemente  Bloomberg . Y Doha insiste en términos de contrato particularmente estrictos con plazos largos, que actualmente están asustando a los posibles compradores. 
     
    Y Qatar no está solo con sus proyectos masivos de GNL y un futuro incierto para los posibles compradores. La realidad es que es un mercado de compradores de GNL en este momento. Además de la producción masiva de GNL de Qatar, se están realizando proyectos masivos de miles de millones de dólares para impulsar la producción en Australia, y Estados Unidos está en camino de  recuperar  su posición como el principal exportador de GNL del mundo, superando a Australia y Qatar. Una vez que todos estos proyectos importantes entren en funcionamiento aproximadamente al mismo tiempo durante la próxima década, el mercado se inundará con gas natural barato y abundante, y estos tres grandes (EE. UU., Australia y Qatar) probablemente tendrán que mantener sus precios relativamente bajo para seguir siendo competitivos entre sí. 
     
    Todos estos superproductores de GNL están aumentando la producción con la expectativa de que la sed de gas natural de los mercados asiáticos sea prácticamente insaciable en las próximas décadas. A medida que las principales economías, incluidas China e India, continúan expandiéndose y luchan por mantener la seguridad energética ante el aumento de la demanda, se enfrentan a lo que se conoce como el  trilema energético : cómo garantizar un suministro seguro y confiable de energía y al mismo tiempo mantener los precios de la energía asequibles y minimizar las externalidades ambientales negativas. 
     
    Se espera que el gas natural sea clave para equilibrar el trilema a escala global. Si bien es un combustible fósil no renovable, el gas natural es considerablemente más bajo en emisiones de carbono que el petróleo y el carbón. También es relativamente barato, abundante y tiene una importante infraestructura existente para respaldar su crecimiento en la combinación energética global. Por lo tanto, el gas natural licuado, la forma más transportable del combustible, se considera un paso fundamental entre los combustibles fósiles más sucios y las energías de cero emisiones en el camino global hacia la descarbonización. De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía , “dado el tiempo que toma construir nuevas energías renovables e implementar mejoras de eficiencia energética, [el gas natural] representa una ganancia potencial rápida para la reducción de emisiones”. 
     
    Sin embargo, con tantos países subiéndose al carro de la producción de GNL, existe una gran preocupación sobre si la demanda de gas durante la transición energética mundial realmente se mantendrá al día con el aumento de la oferta. También hay preocupaciones de los ambientalistas que sostienen que no tenemos tiempo para incluir una fase de "trampolín" entre la quema de carbón y la infraestructura de energía renovable, argumentando que las naciones en desarrollo deben saltarse esta fase. Pero los proyectos actuales en curso en Qatar, Australia y los EE. UU. aseguran que el gas natural dominará muchas mezclas energéticas nacionales durante las próximas dos décadas, ya que es casi seguro que será asequible, abundante y lo suficientemente cercano a la sostenibilidad como para obtener la luz verde de los líderes políticos. 
     
    Por Haley Zaremba para Oilprice.com
  • La competencia y los costes amenazan el auge del GNL en EE.UU.

    La inflación de los costes y la mayor competencia para conseguir compradores y financiación a largo plazo podrían frenar algunos de los más de una docena de proyectos de exportación de GNL propuestos en Estados Unidos.  
    La demanda mundial de GNL es actualmente elevada, ya que los países europeos se apresuran a construir terminales de importación y a comprar gas natural licuado para compensar el escaso, o nulo, suministro de gas por gasoducto ruso.  
     
    A pesar del aumento de la demanda de GNL y de la abundancia de gas natural en Estados Unidos, el próximo boom de las exportaciones estadounidenses de GNL podría estancarse, ya que los costes se han disparado y la financiación se ha complicado con los tipos de interés más altos.
     
    "Es drásticamente más caro", declaró al Financial Times Charif Souki, fundador de Cheniere Energy y consejero delegado del que es ahora el principal exportador estadounidense de GNL hasta 2015.
     
    "Cada vez hay menos empresas constructoras que puedan manejar realmente este tipo de cargas", afirmó Souki, que ahora dirige Tellurian, la promotora del proyecto Driftwood que en los últimos años ha tropezado con escollos en su capacidad para recaudar fondos y asegurarse clientes importantes a largo plazo.
     
    Aparte de la escalada de los costes de los proyectos y la subida de los tipos de interés, los promotores de proyectos de exportación de GNL estadounidense se enfrentan al problema de la reticencia de muchos compradores a comprometerse con acuerdos de suministro a 20 años.  
     
    Los promotores de instalaciones de exportación de GNL en Estados Unidos podrían poner en marcha nuevas plantas por valor de 100.000 millones de dólares en los próximos cinco años, ya que los altos precios y la necesidad de seguridad energética crean un fuerte impulso para la demanda y los contratos de GNL a largo plazo, según señaló la consultora energética Wood Mackenzie en un informe de principios de año.
    Sin embargo, la volatilidad de los precios y los problemas de costes y financiación podrían hacer que en esta década se pusieran en marcha menos proyectos de los que se pensaba.   
     
    Los nuevos proyectos estadounidenses y canadienses de exportación de GNL muestran signos de aceleración, pero la volatilidad de los precios del gas natural dificulta las apuestas sobre la oferta y la demanda futuras, según un estudio del mes pasado del proveedor de información sobre mercados industriales Industrial Info Resources (IIR).  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • La energía rusa es demasiado barata para que algunos países la resistan

    Mientras que algunos países reducen su dependencia de la energía rusa debido a las sanciones, otros, como China e India, profundizan sus vínculos con Moscú para asegurar suministros energéticos de bajo costo.
    Dos años después de la guerra entre Rusia y Ucrania y tras la introducción de una amplia gama de sanciones, varios países todavía se niegan a cortar los lazos con Moscú y, en cambio, se benefician del petróleo y el gas de bajo costo. Tras la invasión rusa de Ucrania, Estados Unidos, Europa y varios otros países redujeron su dependencia de los productos energéticos rusos, desarrollaron cadenas de suministro alternativas y aumentaron otras fuentes de producción de petróleo y gas para satisfacer la demanda. A medida que tuvieron éxito en esta tarea, comenzaron a introducir sanciones a la energía rusa, destinadas a dañar la economía de Rusia y detener sus esfuerzos bélicos. Sin embargo, algunos países han aprovechado este alejamiento de Rusia como una oportunidad para importar petróleo y gas de bajo costo desde Moscú para aumentar los suministros y apuntalar sus economías. 
     
    Los ingresos por exportaciones de energía rusas, incluidos los del carbón, el petróleo y el gas, han  caído drásticamente en los últimos dos años , desde un promedio móvil de más de 14 días de 65 millones de dólares en marzo de 2022 a menos de 36 millones de dólares en julio de 2023. Esto se debe en gran medida a un alejamiento de los productos energéticos rusos por parte de muchas de las principales potencias mundiales. El ingreso promedio de 14 días de las exportaciones rusas a la UE cayó de 826 millones de dólares en marzo de 2022 a 75 millones de dólares en febrero de 2024. Mientras que las importaciones estadounidenses cayeron de 50 millones de dólares en marzo de 2022 a 0 dólares en febrero de 2024. Esto muestra una fuerte dedicación a las sanciones que se han impuesto a la energía rusa durante los dos últimos años. 
    Mientras algunos países se han alejado de la energía rusa, otros han aumentado sus importaciones. China aumentó sus importaciones promedio de 14 días de 171 millones de dólares en marzo de 2022 a 267 millones de dólares en febrero de 2024, mientras que las de la India aumentaron de 5,7 millones de dólares a 135 millones de dólares. China y la India son ahora los mayores importadores de energía rusa, habiendo superado a la UE en los últimos dos años. Ambos países asiáticos importan principalmente petróleo, seguidos de gas y carbón. Turquía también ha aumentado sus importaciones de energía rusa para estar a la par de las de la UE. 
     
    El Primer Ministro de la India, Modi, ha declarado repetidamente que el país tiene la intención de seguir comprando productos energéticos rusos mientras el precio sea competitivo. A pesar de haber anunciado varios compromisos climáticos ambiciosos, la India sigue dependiendo en gran medida del petróleo y el carbón, y se espera que la demanda aumente en consonancia con el crecimiento demográfico y la industrialización. Durante varias cumbres climáticas en los últimos años, el gobierno indio ha pedido a los países de altos ingresos y a los bancos de desarrollo que apoyen su objetivo de pasar de los combustibles fósiles a alternativas renovables invirtiendo en su sector de energía verde de acuerdo con la estrategia nacional. Con niveles insuficientes de inversión extranjera en el sector de energía renovable de la India hasta el momento, el gobierno está comprometido a suministrar energía de bajo costo a su población para apoyar la economía del país. 
     
    India ha sido criticada por seguir comprando energía rusa ante las sanciones introducidas por Estados Unidos y la UE. Sin embargo, el Ministro de Petróleo y Gas Natural de la India, Hardeep Singh Puri, cree que el mundo está contento de que esté comprando su petróleo a Rusia en lugar de a fuentes alternativas, como Oriente Medio, ya que está ayudando a  mantener bajos los precios internacionales del petróleo . El crudo ruso representa ahora alrededor del  35 por ciento de las importaciones de petróleo de la India . Esto ha ayudado  a reducir las importaciones indias de crudo de Oriente Medio . 
     
    La introducción de sanciones a los productos energéticos rusos tenía como objetivo disminuir masivamente los ingresos del petróleo y el gas de Moscú para paralizar sus esfuerzos bélicos en Ucrania. Sin embargo, a medida que China y la India continúan invirtiendo fuertemente en la energía rusa, los ingresos se han mantenido altos. Rusia ganó  37 mil millones de dólares en ventas de crudo  a la India en 2023, ya que el país del sur de Asia aumentó 13 veces sus importaciones de petróleo desde Rusia desde antes de la guerra. Esto es preocupante para Estados Unidos, que es un socio estratégico de la India. Las ventas de crudo ruso a la India  no están sujetas a sanciones, lo que las hace legítimas. Sin embargo, se cree que una gran cantidad de petróleo ruso todavía se refinaba en la India y se exportaba a Estados Unidos, por un valor de más de mil millones de dólares. 
     
    Mientras tanto, el gasto de China en  importaciones de energía rusas alcanzó casi 60 mil millones de dólares  desde el comienzo de la guerra. China ha importado una variedad de productos energéticos rusos a precios reducidos, mientras Moscú buscaba establecer nuevos socios comerciales frente a las estrictas sanciones impuestas por sus importadores existentes. China se ha beneficiado de las importaciones de energía de bajo costo procedentes de Rusia, y los descuentos en el petróleo han contribuido a una  disminución de la factura energética de China  en aproximadamente 18.000 millones de dólares.
    Mientras que varios países de todo el mundo han reformado su comercio energético para reducir su dependencia de los productos energéticos rusos, otros países han profundizado sus vínculos con Moscú para beneficiarse de los precios de la energía que Rusia ofrece. Esto ha ayudado a países como China e India a reducir sus facturas de energía y garantizar su suministro. También ha provocado una caída de los precios del petróleo, ya que India ha reducido sus importaciones de petróleo de Oriente Medio. Esto ha tenido un impacto significativo en los ingresos energéticos rusos y ha socavado en gran medida los esfuerzos de las sanciones de Estados Unidos y la UE, fortaleciendo así los esfuerzos bélicos de Rusia. 
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com 
  • La perforación de gas natural de EE. UU. colapsa al ritmo más rápido desde 2016

    Según un nuevo informe de Baker Hughes Co., el sector del gas natural de EE. UU. está retirando rápidamente las plataformas de perforación del campo debido a las condiciones de exceso de oferta que han llevado al colapso de los precios del gas natural durante un período de nueve meses. 
    Baker Hughes informó el viernes que las empresas de exploración redujeron las plataformas en 16 a 141 esta semana. Esta es la caída semanal más significativa desde febrero de 2016.
     
    Nabors Industries Ltd., uno de los principales proveedores de plataformas para perforadores de esquisto, advirtió el mes pasado sobre la caída de los pedidos de plataformas. El proveedor de plataformas espera una caída del 9% en sus arrendamientos de plataformas en EE. UU. para fines de junio. Su pronóstico bajista se produce cuando los precios alguna vez superaron los $ 10 por millón de unidades térmicas británicas a fines de agosto de 2022 y desde entonces se han desplomado a $ 2,25. 
     
    Bloomberg explicó que una combinación de factores condujo al exceso de NatGas:
     
    "El exceso se desarrolló después de que una instalación clave de exportación de gas de EE. UU. fuera cerrada por un incendio y el clima invernal anormalmente templado destruyó la demanda de calefacción".
     
    La buena noticia es que los precios bajos han empujado a los perforadores a reducir el crecimiento de la producción. Comstock Resources Inc. y Southwestern Energy Co. ya han dicho que se reduciría la perforación en la región de Haynesville Shale de Luisiana. 
    "Lo que más sufrirá es la cantidad de plataformas de perforación", dijo Angie Gildea, quien dirige el equipo de energía, recursos naturales y productos químicos de KPMG LLP en EE. UU. Señaló que las empresas "asumirán un menor crecimiento de la producción en lugar de tener que reducir los dividendos para los accionistas". 
     
    Mientras tanto, los analistas de Citigroup Inc. advierten que algunas compañías de exploración están cerrando pozos existentes debido al exceso de oferta y los bajos precios. 
     
    "Esperamos más reducciones tanto en las plataformas de gas natural como en las flotas de fracturación en Haynesville, mientras que es probable que se necesiten estrangulamientos y cierres en todas las cuencas para el verano", escribió Paul Diamond de Citigroup en una nota a los clientes. 
     
    Los bajos precios del gas natural más las condiciones crediticias más estrictas harán que sea aún más difícil para los perforadores acceder a las líneas de crédito de los grandes bancos. Este es el paso necesario para corregir las condiciones de sobreoferta.
     
    Por Zerohedge.com
  • La presión sobre los commodities continuará, dice el BCE

    FRÁNCFORT (EFE Dow Jones)--Las presiones sobre los precios entre las materias primas distintas al petróleo podrían seguir moderadas, de acuerdo con el boletín económico publicado el jueves por el Banco Central Europeo, que subraya los desafíos que afronta la entidad en su intento por acelerar la inflación en el bloque a través de su plan de compras masivas de bonos.
     
    El boletín indica que los precios de las materias primas alimentarias han mantenido una tendencia bajista desde mediados de 2012.
     
    “Una oferta amplia y unos elevados inventarios han contribuido a un descenso de los precios del trigo y el maíz, en especial desde comienzos de 2015”, indica el informe. Ni siquiera las limitaciones a las exportaciones de trigo de Rusia han conseguido interrumpir la caída de los precios, añade.
     
    “Las perspectivas para las materias primas alimentarias siguen moderadas. Se espera que los niveles de trigo y maíz bajen solo marginalmente en la temporada 2015-2016, mientras que la producción de semillas oleaginosas (en particular de soya), podría aumentar”, según el BCE.
     
    En cuanto a los metales, el informe indica que han caído desde mediados de 2011 por el aumento de la oferta y un menor crecimiento de la demanda, especialmente en China, y el ritmo de caída del precio se ha acelerado por la inquietud que envuelve a China.
     
    “En comparación con las materias primas alimentarias, los metales tienden a ser más sensibles a la evolución de la actividad económica mundial”, según el boletín. “Como China importa una parte sustancial de la producción mundial del metal, los precios son especialmente sensibles al crecimiento económico de China”.
     
    A corto plazo, el BCE espera que el exceso de oferta y la desaceleración del crecimiento de los mercados emergentes sigan penalizando a los precios de los metales.
     
    Por TODD BUELL
     
     
    Fuente: WSJournal.com
  • La Primera Barcaza De Licuefacción De Gas En El Mundo Empezará A Funcionar En 2015 En Colombia

    Hoy fue oficializado convenio entre Pacific y EXMAR, la naviera Belga, para la evaluación y desarrollo de nuevos mercados para el gas natural licuado.
     
    ·         La iniciativa incluye la primera barcaza de licuefacción de gas natural en el mundo, actualmente en construcción, y un gasoducto de 84 kilómetros de longitud, incluyendo un terminal marítimo.
     
    ·         La barcaza procesará diariamente 70 millones de pies cúbicos de gas y proyecta el crecimiento del sector de gas natural en Colombia.
     
    ·         El acuerdo fue firmado en un evento especial que contó con la presencia de la Princesa Astrid de Bélgica; el Vicepresidente de Colombia, Germán Vargas Lleras; representantes del Gobierno Colombiano; el Presidente de la naviera EXMAR, Nicolás Saverys y el Presidente de Pacific Rubiales, José Francisco Arata.
     
     
    Tras la firma del convenio entre Pacific y la naviera Belga EXMAR para la evaluación y desarrollo de nuevos mercados para el gas natural licuado, el Presidente de Pacific José Francisco Arata, manifestó que "este es un proyecto innovador que permitirá el acceso a mercados internacionales de gas natural, en particular de América Latina y el Caribe y por ende generará un impacto importante en el desarrollo del sector en Colombia. El proyecto contempla la exportación 70 millones de pies cúbicos diarios de gas. Se trata de la primera terminal flotante de licuefacción de gas natural en el mundo".
     
    La terminal flotante llevará a cabo el proceso de licuefacción del gas natural, que consiste en transformar el gas a estado líquido para facilitar su transporte a lo largo de grandes distancias marinas.  Esta terminal, propiedad e EXMAR, se encuentra actualmente en construcción y llegará a las costas colombianas a mediados del año 2015 para iniciar operaciones.
     
    Este proyecto incluye además la construcción de un terminal marítimo y un gasoducto con 80 kilómetros en tierra y 4 kilómetros submarinos. "Impulsará no solo la exploración y el desarrollo de nuevas reservas de gas natural, sino también el fortalecimiento de los sectores marítimo y portuario de Colombia", señaló José Francisco Arata. Recordó que El Campo La Creciente, en el municipio de San Pedro, Sucre, es uno de los más importantes hallazgos de gas natural en Colombia ocurrido en los últimos 10 años y representa el 6% de la producción del país.
     
    Adicionalmente, para proyectar el desarrollo de nuevos mercados internacionales y regionales, Pacific Rubiales y EXMAR iniciaron la construcción de una barcaza de regasificación que entrará en operación a mediados del 2016. 
     
    La firma del convenio, se llevó a cabo en un acto protocolario presidido por la Princesa Astrid de Bélgica, el Vicepresidente de Colombia Germán Vargas Lleras, representantes del Gobierno Colombiano, el Presidente de la naviera EXMAR, Nicolás Saverys y el Presidente de Pacific Rubiales, José Francisco Arata.
     
    La empresa EXMAR es un grupo de Amberes (Bélgica), especializado en transporte marítimo de gas natural y gases industriales. Es pionero en el desarrollo tecnológico de transporte de gas natural licuado.
     
    Pacific
     
  • Las ganancias de Gazprom se desploman un 40% a medida que las sanciones muerden

    Mientras que el gigante petrolero ruso Rosneft y el gigante de GNL Novatek mantienen el fuerte para los accionistas, Gazprom está sintiendo el mordisco de las sanciones occidentales, según su informe de ganancias de todo el año esta semana. 
    Gazprom  ha registrado una gran caída en sus ganancias del año fiscal 2022 debido a que las sanciones de los clientes occidentales de Rusia pasan factura. Las ganancias de la compañía para el año registraron 1,226 billones de rublos ($ 15,4 mil millones), un 41% menos que en 2021  y la compañía citó un impuesto sobre las ganancias inesperadas impuesto por Moscú el año pasado como la razón de la disminución. La empresa controlada por el estado ha decidido no pagar dividendos durante todo el año 2022, habiendo pagado previamente un dividendo a cuenta de 1208 mil millones de rublos (15 mil millones de dólares) el otoño pasado por los resultados registrados en la primera mitad de 2022. El director general adjunto de Gazprom, Famil Sadygov, ha trató de darle un giro positivo a la mala situación:
    “ No esperamos los resultados de todo el año, sino que ofrecimos a los accionistas la oportunidad de recibir, por adelantado, una cantidad importante. Por este hecho, los dividendos recibidos tienen un valor real superior al monto pagado al cierre del ejercicio anterior ”, dijo a los accionistas.
     
    Los débiles resultados han hundido las acciones de Gazprom otro 6%, llevando las pérdidas de 12 meses a  casi el 40% . Sin embargo, a las acciones de sus pares rusos de petróleo y gas les ha ido mejor, con  las acciones de Rosneft   subiendo un 13,5% mientras que  Novatek  ha ganado  un 38,4%.
     
    Es más probable que las sanciones occidentales, y no un impuesto sobre las ganancias inesperadas de Moscú, sean la razón principal detrás de la caída de las ganancias de Gazprom. Aunque las exportaciones de gas natural de Gazprom no se vieron directamente afectadas por las sanciones, los volúmenes de exportación se redujeron a la mitad a 101 000 millones de metros cúbicos en 2022, ya que Europa redujo drásticamente las importaciones de gas de Rusia. Gazprom es el mayor productor mundial de gas natural, habiendo producido más de 18 billones de pies cúbicos en 2021, y también es uno de los mayores contribuyentes al presupuesto ruso.
     
    Gazprom anunció el jueves que planea  aumentar las reservas de gas natural  en sus capacidades internas de almacenamiento a niveles récord el próximo invierno, un movimiento que no sorprende dada la enorme caída de las exportaciones. La compañía tiene previsto almacenar 72.842 millones de metros cúbicos de sus reservas operativas de gas en almacenamientos subterráneos, con una capacidad máxima diaria de 858,8 millones de metros cúbicos.
     
    Según cálculos de Reuters, las entregas de Gazprom han seguido cayendo en el año en curso, cayendo a 67 millones de metros cúbicos por día en la primera quincena de mayo, por debajo de los 75,6 millones de metros cúbicos por día en abril. Las entregas de gas ruso a Europa este año tienen un promedio hasta ahora de ~9.100 millones de metros cúbicos, muy por debajo del promedio de 62.000 millones de metros cúbicos en 2022. 
     
    Gazprom ya no publica estadísticas sobre sus propias exportaciones y no ha comentado las cifras de Reuters.
     
    Gasto récord
     
    Va a ser interesante ver si Gazprom podrá continuar con sus lujosos planes de gastos con ganancias en picada.
     
    En diciembre, Gazprom  aprobó un gasto récord de 2,3 billones de rublos (33,100 millones de dólares)  para el año en curso.
     
    El Consejo de Administración aprobó el programa de inversiones y el presupuesto de Gazprom para 2023. Los indicadores del programa de inversiones no se verificaron si se comparan con la versión aprobada por el Comité Ejecutivo de Gazprom en noviembre de este año. La financiación del programa de inversiones para 2023 totalizará 2,3 billones de rublos ", ha dicho la compañía. Gazprom es el mayor productor de gas natural del mundo con más de 18 billones de pies cúbicos en 2021.
     
    El último conjunto de resultados también sugiere que los precios máximos del gas natural establecidos por la UE el año pasado están funcionando. Después de llegar inicialmente a un callejón sin salida en medio de profundas divisiones, los ministros de la UE  finalmente llegaron a un acuerdo  para implementar un precio máximo del gas de 180 €/MWh, más bajo que el umbral de 275 €/MWh sugerido originalmente por la Comisión Europea.
     
    Los países favorables a la capitalización, incluidos Polonia, Bélgica y Grecia, habían descartado la propuesta de límite original por considerarla demasiado alta, argumentando que debe estar por debajo de los 200 €/MWh si se quiere hacer frente a los altos precios del gas a los que se ha enfrentado el continente este año. Curiosamente, Alemania también votó a favor de apoyar el precio tope a pesar de tener reservas de que el precio tope afectará negativamente la capacidad de Europa para atraer suministros de gas en mercados globales ajustados y con precios competitivos. Bajo el precio tope, los precios no caerían por debajo de los 188 €/MWh, incluso en el caso de que el precio de referencia del GNL caiga a niveles mucho más bajos. Sin embargo, el tope del precio del gas en la UE se movería con el precio de referencia del GNL si aumentara a niveles más altos, mientras se mantuviera 35 €/MWh por encima del precio del GNL. Este sistema está diseñado para garantizar que el bloque pueda ofertar por encima de los precios del mercado para atraer gas en mercados ajustados. 
     
    Sin embargo , no todos están convencidos de la  eficacia del tope de precios  , y el director global de investigación de materias primas de Citi, Ed Morse, lo calificó de tonto, poco práctico y poco probable que funcione cuando los mercados están ajustados como lo estaban a principios de 2022.
     
    Un  informe de progreso  del Tesoro de los EE. UU. dice que los límites de precios del petróleo ruso están funcionando según lo previsto con los ingresos petroleros de Rusia ~ 40% más bajos que antes de la guerra a pesar de que los volúmenes de exportación aumentaron hasta un 10%.
     
    Fuente: Tesoro.gov
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Licencias y permisos, tema crítico para el suministro de gas

    Ante el reciente llamado del sector de generación eléctrica, en el sentido de que en el país las políticas para abastecer la demanda de gas natural se quedaron cortas, Naturgás, gremio de productores, transportadores y distribuidores del combustible, asegura que el gran cuello de botella está en la expansión de la red de gasoductos. Y en este propósito un reto es la obtención de las licencias ambientales.
     
    Aunque las reservas superan los 5 billones de pies cúbicos, la capacidad de llevar la producción de los nuevos campos, antes de que la demanda supere la oferta, es la mayor preocupación.
     
    Si bien la firma Spec, que construirá la estación de regasificación en Cartagena, ya fue notificada por la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (Anla) de la licencia ambiental para el proyecto (ver recuadro), se mantiene la espera de otros permisos claves para el sector.
     
    De tal manera, tras esperar varios años a que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) aprobara en el 2013 el marco tarifario para la inversión en la ampliación del gasoducto Sincelejo-Cartagena, que permita conectar los campos descubiertos en Sucre, el escollo está en que la licencia ambiental para este proyecto, de unos 192 kilómetros, aún no ha salido.
     
    A unos días del congreso anual del sector, el presidente de la agremiación, Eduardo Pizano, afirma que, en vista de las proyecciones de demanda futuras y la declinación de los campos de La Guajira, todo el sector está empujando el tema, pues hay una oferta del combustible que sencillamente no se puede comercializar.
     
    Se trata de unos 150 millones de pies cúbicos de gas, que llegarían con la ampliación del gasoducto Sincelejo-Cartagena necesarios, según el directivo, para compensar la caída de 90 millones de pies cúbicos al año en la producción de La Guajira.
     
    “Descubrimos que hay una provincia gasífera en las sabanas de Córdoba y Sucre, y la idea es que podamos seguir ampliando la producción de esta zona”, señaló. El gas proviene principalmente de campos descubiertos por Pacific Rubiales, Canacol Energy y Hocol (filial de Ecopetrol), que se requieren conectar lo antes posible, pues la construcción debe cumplir unos lineamientos técnicos y de seguridad. Según Promigás, la ampliación del gasoducto consiste en la construcción de una línea paralela a la existente, en el tramo San Mateo-Mamonal, que incorporaría 60 millones de pies cúbicos diarios de la producción de Hocol y 65 millones de la producción de Canacol.
     
    Según el directivo, si la licencia ambiental sale antes del 30 de abril, el compromiso del constructor es tener el gasoducto listo a finales del año, con lo cual se alimentaría el consumo de Cartagena y Barranquilla, que representan una cuota importante en la demanda de la Costa Atlántica.
     
    Fuentes consultadas de la industria señalaron que a las autoridades minero-energéticas y ambientales se les ha reclamado recurrentemente implementar políticas diferenciadas para estudiar los proyectos del sector, pues la construcción de un gasoducto tiene impactos ambientales menores que los de iniciativa extractiva.
    En el interior también
     
    Otro factor clave para el abastecimiento de la Costa tiene que ver con la expansión de las capacidades de los gasoductos del interior, que atiende la Transportadora de Gas Internacional (TGI), perteneciente al Grupo de Energía de Bogotá.
     
    Según Naturgás, entre Medellín, Ibagué y el Eje Cafetero se están atendiendo unos 40 millones de pies cúbicos al día con gas de La Guajira, pero con unas ampliaciones en los ductos del interior se sustituiría y cubriría esta demanda con gas de Cusiana (Casanare).
     
    La próxima semana TGI hará una presentación de un proyecto para ampliar estos sistemas, sin tener que acudir a presentarle una propuesta tarifaria a la Creg. Se trata de una alternativa de financiación del proyecto con acuerdos bilaterales con firmas que han pedido capacidad en el tubo. Es decir, el proyecto se cubriría con una demanda ya garantizada. “Esto garantiza un adecuado abastecimiento de gas en la Costa”, manifestó Pizano.
     
    Y aunque en las proyecciones de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) se prevé que Ecopetrol pasará de consumir 100 millones de pies cúbicos diarios a 400 millones de pies cúbicos entre el 2014 y el 2020, el directivo reveló que esta demanda será menor, pues la petrolera ya informó que el consumo de la planta de generación eléctrica de los Llanos que construirá bajará de 150 a 50 millones de pies cúbicos diarios, a lo que se suma el posible aplazamiento en la modernización de la refinería de Barrancabermeja.
     
    Licencia a planta para importar
     
    ntre tanto, las obras en tierra de la planta de regasificación que estará en Cartagena, y con la que se piensa atender con gas importado la demanda del sector térmico, ya recibió el visto bueno final de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla), con lo cual el proyecto se iniciaría a finales del 2016.
     
    Aunque para Promigás –firma que hace parte del proyecto– este es un paso importante, es preciso tener en cuenta que por ahora únicamente se ha recibido una notificación, lo cual indica que la licencia como tal aún no está en firme.
    La firma, según se conoció, es respetuosa de los tiempos y requisitos establecidos por la Anla en esta notificación antes de que la misma diga “en firme”.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
     
    Fuente: ElTiempo.com
  • Llegó a Colombia Unidad Flotante de Regasificación de GNL

    Se trata de la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación Höegh Grace, que atracó en la Sociedad Portuaria El Cayao este 1 de noviembre de 2016.Se trata de la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación Höegh Grace, que atracó en la Sociedad Portuaria El Cayao este 1 de noviembre de 2016.Procedente de Corea, arribó la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación de Gas Natural Licuado, Grace, a la bahía de Cartagena en el puerto de la Sociedad Portuario El Cayao. 
     
    "Con  esta terminal de regasificación, el país contará con mayor oferta de gas natural para abastecer la demanda térmica y de paso mejorar la confiabilidad en el despacho eléctrico nacional", afirmó la Viceministra de Energía Rutty Paola Ortiz.
     
    Con una capacidad de carga de 170.000 m3 y una capacidad de regasificación de 400 millones de pies cúbicos diarios, esta terminal de regasificación permitirá garantizar mayor confiabilidad al sistema energético del país. 
     
    Según autoridades de la Sociedad Portuaria El Cayao se tiene previsto recibir en las próximas semanas el primer cargamento de Gas Natural Licuado (GNL) y proceder con la respectiva distribución a la red nacional de gasoductos. 
     
    Finalmente, se espera que para finales del mes de noviembre entre completamente en servicio esta terminal de regasificación, luego de 16 meses de construcción.
     
    Para mayor información, se anexa a continuación la ficha técnica de la terminal de regasificación Höegh Grace:
     
    Nombre: Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés)
    Número IMO: 9674907
    Año de construcción: 2016
    Ciudad de construcción: Ulsan, Corea
    Fabricante: Hyundai Heavy Industries
    Eslora: 293,81 m
    Manga: 46 m
    Capacidad de carga: 170.000 m3 
    Capacidad de regasificación: 400 MMPCD (millones de pies cúbicos diarios)
    Clasificación: DNV-GL
     
    MME-Paisminero.co
  • Los 10 descubrimientos de petróleo y gas más increíbles de todos los tiempos

    Muchos creen que el inicio de la industria del crudo se marcó en Estados Unidos con el descubrimiento del pozo de Titusville, en Pensilvania, en la década de 1860. De hecho, hubo varios descubrimientos clave de petróleo en Azerbaiyán una década antes.
    #1 Ciudad Negra
    En 1846 se perforó un pozo petrolífero en lo que hoy es la capital de Azerbaiyán, Bakú. En aquella época, Azerbaiyán formaba parte del Imperio Ruso y el petróleo se descubrió en Bakú en la década de 1820. Con el tiempo, Bakú adquirió el sobrenombre de Ciudad Negra por su riqueza petrolífera.
    En la actualidad, Azerbaiyán posee reservas de petróleo estimadas en unos 7.000 millones de barriles y produce más de 800.000 bpd. La mayor parte se exporta, ya que el consumo interno del país es relativamente menor debido a su tamaño.
     
    #2 Los inicios del petróleo estadounidense
    En 1859, un hombre llamado Edwin Drake perforó el primer pozo petrolífero de Estados Unidos. Según fuentes históricas, también fue el primer pozo que se perforó en lugar de excavar, ya que hasta entonces se extraía el petróleo que se filtraba en el suelo.
     
    El Oil Creek de Titusville, Pensilvania, marcó el inicio oficial de la industria petrolera estadounidense. El primer pozo tenía menos de 70 pies de profundidad y desencadenó una fiebre del oro que acabaría convirtiendo a Estados Unidos en el mayor productor mundial de petróleo.
     
    #3 Manantiales de petróleo
    Los primeros resultados de la nueva fiebre del oro -la fiebre del oro negro- se produjeron pocos años después del descubrimiento de Drake en Pensilvania. Cuatro meses después del descubrimiento, otro caballero aventurero, Lyne Taliaferro Barret, empezó a buscar petróleo en la parte oriental de Texas, en una zona llamada Oil Springs.
     
    Como ocurre a veces, el momento no fue el mejor. Barret aún no había descubierto petróleo cuando los trabajos en el pozo tuvieron que interrumpirse por motivos como la Guerra Civil y la secesión de Texas de la Unión. Los trabajos se reanudaron tras el fin de la Guerra Civil y Barret descubrió petróleo en 1866. Este fue el primer pozo petrolífero de Texas.
     
    #4 La era de los pozos
    Si hay un descubrimiento posiblemente más famoso que esos dos primeros pozos petrolíferos de Estados Unidos, ése sería Spindletop: el primer "gusher". No se ha creado un nombre más apropiado para uno de los mayores descubrimientos de petróleo del mundo.
     
    Un géiser de crudo brotó de Spindletop Hill, en Texas, el 10 de enero de 1901, y el pozo acabó produciendo la asombrosa cifra de 100.000 barriles diarios, un ritmo no precisamente habitual en aquella época. Si el descubrimiento de Oil Springs marcó el inicio del petróleo en Texas, Spindletop le dio el empujón que acabó convirtiéndolo en la industria que es hoy.
     
    #5 Petróleo en Oriente Medio
    El primer pozo petrolífero de Oriente Próximo no se descubrió, como cabría esperar, en Arabia Saudí. Eso llegó más tarde. El petróleo se descubrió por primera vez en Persia, el actual Irán, gracias a un británico, William Knox D'Arcy, que había obtenido una concesión de 60 años del gobierno iraní.
     
     D'Arcy financió la operación, que comenzó en 1903, mientras que la perforación corrió a cargo de George Bernard Reynolds, un ya destacado ingeniero petrolero. El yacimiento de Masjed Soleiman se descubrió en 1908 y alcanzó su máxima producción en 1928.
     
    Sorprendentemente, el yacimiento sigue produciendo a día de hoy, pero se espera que 2023 sea su último año. El descubrimiento llevó a la creación de lo que hoy conocemos como BP, una de las mayores petroleras del mundo.
     
    #6 El auge del reino del desierto
    Tres décadas después del descubrimiento del yacimiento de Masjed Soleiman, los ingenieros estadounidenses de Standard Oil encontraron petróleo en la desértica península conocida como Arabia Saudí. Era 1938 y nadie sabía que estaba naciendo una nueva estrella.
     
    El descubrimiento de Dhahran resultó ser el mayor de la historia hasta ese momento y lo cambió todo, no sólo para Arabia Saudí, sino para el mundo. De ser un pueblo mayoritariamente nómada y despreocupado por los asuntos mundiales, el país se convirtió en el mayor productor de petróleo del mundo y mantuvo esa corona durante décadas.
     
    Al mismo tiempo, el descubrimiento de Dhahran supuso un paso más en el camino de Oriente Medio para convertirse en el principal proveedor de petróleo del mundo. Le siguieron descubrimientos de petróleo en Irak, Kuwait y los EAU, algunos de los cuales siguen siendo a día de hoy los mayores yacimientos de la historia.
     
    #7 La joya petrolera sudamericana
    El yacimiento costero de Bolívar fue descubierto en 1917 por Shell y sigue siendo uno de los mayores del mundo. En 1958, el yacimiento producía más de 1,4 millones de barriles diarios y sus reservas se estimaban en 11.100 millones de barriles.
     
    El yacimiento fue la primera inmersión en la cuenca de Maracaibo, una enorme reserva de petróleo situada en gran parte bajo el lago Maracaibo de Venezuela. Este yacimiento contiene una parte sustancial de las reservas totales de petróleo de Venezuela, que son las mayores del mundo.
     
    #8 Los últimos grandes
    La mayoría de los grandes descubrimientos de yacimientos petrolíferos del mundo se realizaron antes de finales de los años ochenta. Desde entonces, los descubrimientos de yacimientos enormes han sido insignificantes en términos numéricos. De hecho, el único descubrimiento petrolífero realmente grande de los últimos 30 años fue el yacimiento de Kashagan, en la sección kazaja del mar Caspio. El yacimiento tiene una capacidad máxima de producción de 380.000 bpd, que se alcanzó en 2019. Su desarrollo no ha estado exento de problemas, sobrecostes y retrasos, pero sigue aportando una parte sustancial de la producción de petróleo de Kazajistán.
     
    #9 Guyana y el futuro
    El auge de Guyana como nuevo yacimiento petrolífero se remonta a la época de los grandes descubrimientos. Se calcula que Exxon y Hess han explotado 11.000 millones de barriles de reservas de petróleo en el bloque Stabroeck, y siguen encontrando petróleo allí.
     
    La producción actual de Guyana es de 360.000 bpd, el doble que hace menos de dos años. Para 2030, se prevé que la producción supere los 1,6 millones de barriles diarios.
     
    Descubrimientos de petróleo FAQ
    ¿Cuál ha sido el mayor descubrimiento de petróleo?
    El mayor descubrimiento de petróleo hasta la fecha es el yacimiento de Ghawar, situado en el este de Arabia Saudí. Se calcula que contiene hasta 75.000 millones de barriles de reservas de petróleo y lleva en producción desde 1951. Sin embargo, cabe señalar que nuevos descubrimientos y avances tecnológicos podrían superarlo en el futuro.
     
    ¿Cuál fue el primer gran descubrimiento de petróleo?
    El primer gran descubrimiento de petróleo del mundo tuvo lugar en Pensilvania (Estados Unidos) en 1859. Este descubrimiento, conocido como el Pozo Drake, produjo unos 25 barriles al día e introdujo al mundo el potencial del petróleo como fuente de energía. Desencadenó el primer boom del petróleo en Estados Unidos y fue precursor de la industria petrolera mundial.
     
    ¿Quién descubrió el petróleo por primera vez en el mundo?
    Es difícil atribuir el primer descubrimiento de petróleo en el mundo a una sola persona o cultura, ya que el petróleo se conoce y se utiliza con diversos fines desde hace miles de años. Los antiguos sumerios, por ejemplo, utilizaban el asfalto para impermeabilizar sus barcos, y las filtraciones de petróleo se empleaban con fines medicinales en el antiguo Egipto y China. Sin embargo, se considera que la industria petrolera moderna se originó a mediados del siglo XIX, con el primer pozo petrolífero comercial perforado por Edwin Drake en Pensilvania (Estados Unidos) en 1859.
     
    ¿Cuál es la mayor profundidad a la que se ha encontrado petróleo?
    El pozo petrolífero más profundo del mundo es el pozo Z-44 Chayvo, situado en la isla rusa de Sajalín. Fue perforado por Exxon Neftegas Limited en 2005 y tiene una profundidad de 12,376 kilómetros. Se conoce como pozo de "alcance extendido" u "horizontal" porque se extiende horizontalmente más de 11 kilómetros (6,8 millas) bajo el lecho marino. El petróleo se encuentra en la zona del proyecto Sajalín-1, en el mar de Ojotsk, cerca de la costa de Siberia.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Los 10 países con mayores reservas de gas natural

    El gas natural ha sido aclamado como el puente entre un pasado de combustibles fósiles y un futuro bajo en carbono. También ha sido satanizado como un caballo de Troya para que la industria de los combustibles fósiles siga siendo relevante en ese futuro bajo en carbono previsto por los arquitectos de la transición.
    Durante el año pasado, los eventos en Europa dejaron bastante claro que imaginar un futuro puede ser algo noble, pero las necesidades energéticas son inmediatas, y el gas es perfecto para satisfacerlas con una huella de emisiones más baja que otros combustibles fósiles como el petróleo y el carbón.
    Es un poco desafortunado para los consumidores occidentales de gas, entonces, que los países con las mayores reservas de gas en el mundo sean Rusia e Irán. Afortunadamente, Estados Unidos también está en la lista de los 5 mayores poseedores de reservas de gas, al igual que varios países del Medio Oriente.
     
    #1 Rusia
     
    Rusia tiene reservas de gas natural de hasta 38 billones de metros cúbicos, según la edición 2020 de Statistical Review of World Energy de BP . La producción del año pasado ascendió a 573.000 millones de metros cúbicos, un 13,4% menos que en el año.
     
    Históricamente, Europa y Turquía fueron los mayores compradores de gas de Rusia, pero después de los eventos del año pasado, Turquía se ha mantenido como el único gran consumidor de gas ruso con presencia en Europa. Hoy en día, China es el principal destino del gasoducto ruso. Rusia también exporta GNL y, en un giro irónico, las importaciones europeas de GNL ruso aumentaron considerablemente el año pasado.
     
    #2 Irán
     
    Las segundas reservas de gas natural más grandes del mundo también se encuentran en un país que no está de acuerdo con Occidente, que es uno de los mayores consumidores de gas. Con 32 billones de metros cúbicos , Irán alberga el 16% del total mundial.
     
    Gran parte de las reservas de gas de Irán se concentran en el campo marino South Pars en el Golfo Pérsico, que comparte con Qatar. La producción total para 2020 alcanzó los 234 mil millones de metros cúbicos o un promedio diario de 645 millones de metros cúbicos.
     
    El desarrollo de las enormes reservas de gas del país ha sido un desafío debido a la retirada de las grandes empresas occidentales, como TotalEnergies, tras el restablecimiento de las sanciones estadounidenses contra Teherán.
     
    #3 Catar
     
    El vecino de Irán, Qatar, que llama a su parte del enorme campo del Golfo Pérsico el Campo Norte, está un escalón por debajo de Irán en términos de reservas de gas, con 24,7 billones de metros cúbicos. Hasta hace poco, el mayor exportador de GNL del mundo, Qatar, estaba ampliando su capacidad de producción, con el objetivo de 126 millones de toneladas anuales de los actuales 77 millones de toneladas.
     
    Qatar fue la primera opción para los compradores de gas europeos tras las sanciones contra Rusia que diezmaron los flujos de gas, pero resultó que cerrar un trato sería más difícil de lo esperado: a Qatar le gustaron los compromisos de compra a largo plazo, y Europa tiene aversión a aquellos.
     
    #4 Turkmenistán
     
    Poco conocido fuera de Asia Central, pero uno de los estados más grandes allí, Turkmenistán alberga la cuarta reserva de gas natural más grande del mundo, con un total de unos 19,5 billones de metros cúbicos , según la revisión estadística de BP.
     
    Sin embargo, la producción es baja, con solo unos 59 mil millones de metros cúbicos en 2020, la mayoría de los cuales se exportaron a China porque el consumo interno también es relativamente bajo. El país también exporta gas a sus vecinos de Asia Central.
     
    #5 Estados Unidos
     
    Al igual que con el petróleo crudo, los mayores productores de gas no son necesariamente los países con mayores reservas. Estados Unidos se ha convertido en el principal productor de gas y exportador de GNL del mundo, pero solo ocupa el quinto lugar en términos de reservas.
     
    A fines de 2020, estos se ubicaron en 13,179 billones de metros cúbicos, según el World Factbook de la CIA , o 625,4 billones de pies cúbicos a fines de 2021, según la Administración de Información de Energía .
     
    Gracias a la abundancia de gas de esquisto, Estados Unidos se ha convertido en cuestión de años en una gran potencia mundial de GNL. Podría consolidar su lugar como el exportador número uno en la próxima década si todos los proyectos planificados se ponen en marcha, para una capacidad anual total de 169 millones de toneladas para 2027.
     
    El resto de los 10 principales países con reservas sustanciales de gas está dominado abrumadoramente por miembros de la OPEP. Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos, Nigeria y Venezuela cuentan con abundantes reservas de gas, al igual que China, en el número 10.
     
    Arabia Saudita ocupa el puesto número 6 con 8,5 billones de metros cúbicos en reservas de gas natural, que recientemente decidió desarrollar más seriamente en respuesta a la creciente demanda mundial.
     
    El líder de facto de la OPEP es seguido por su vecino del Golfo, los Emiratos Árabes Unidos, que la OPEP estima que tiene unos 8,2 billones de metros cúbicos en reservas de gas natural. La compañía estatal de petróleo y gas del país escindió recientemente su negocio de gas, que se convirtió en la OPI más grande del año, obteniendo ADNOC $ 2.5 mil millones.
     
    Nigeria es el siguiente en la lista de los diez primeros, con reservas de gas natural de 5,85 billones de metros cúbicos . Esto lo convierte en el país con las mayores reservas probadas de gas natural en África, pero la utilización de estas reservas se ha quedado atrás con respecto a la utilización de sus reservas de petróleo.
     
    Venezuela también se encuentra entre los principales poseedores de reservas de gas natural del mundo, con 5,54 billones de metros cúbicos en reservas probadas. Sin embargo, la explotación de esas reservas no coincide con el volumen de gas sobre el que se asienta, especialmente desde 2019 cuando EE. UU. criticó a Caracas con sanciones dirigidas específicamente a su industria de petróleo y gas.
     
    La última entrada en la lista de los diez principales poseedores de reservas de gas puede resultar un poco sorprendente. Se trata de China , el mayor importador de energía del mundo y uno de los mayores consumidores. El país, que importa cantidades masivas de petróleo y gas, tiene sus propias reservas sustanciales, pero ha sido un desafío explotarlas en volúmenes lo suficientemente grandes como para satisfacer su demanda de rápido crecimiento.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Los ingresos de Promigas subieron a $1,28 billones durante el primer trimestre del año

    Según el informe de Promigas, la utilidad antes de impuesto a las ganancias llegó a $357.720 millones en el primer trimestre del año.
    Promigas, la empresa de transporte y distribución de gas natural, gas natural licuado, distribución de energía eléctrica y servicios integrados para la industria, sacó sus resultados empresariales del primer trimestre del año.
     
    En esta reveló que sus ingresos subieron a $1,28 billones hasta marzo de este año, ya que en marzo de 2022 esta cifra estaba en $1,12 billones.
     
    El reporte mostró que los ingresos por contratos de concesión nacionales fueron de $25.345 millones, mientras que los contratos de concesión internacionales llegaron a $87.729 millones.
     
    Según el informe de Promigas, la utilidad antes de impuesto a las ganancias llegó a $357.720 millones en el primer trimestre del año, mientras que los resultados del periodo fueron de $245.822 millones.
     
    Esto representó una caída, respecto a los $365.232 millones que se habían obtenido en los primeros tres meses del año pasado.
     
    Por María Alejandra Almario para LaRepública.
     
  • Los precios del gas natural en Europa caen después de una semana volátil

    Los precios de referencia del gas natural en Europa cayeron por segundo día consecutivo el martes en medio de una tibia demanda industrial y cómodos inventarios.
    Los futuros de primer mes en el centro TTF, el punto de referencia para el comercio de gas en Europa, cayeron un 5,6% a $ 31,64 ( 29,295 euros ) por megavatio-hora (MWh) a las 10:37 a.m. GMT del martes.   
     
    Los precios extendieron las pérdidas del lunes luego de un aumento la semana pasada, que fue provocado por problemas de suministro con el mantenimiento en los campos de gas noruegos y una terminal de importación de GNL de Francia. La semana pasada, los precios del gas en Europa fueron volátiles debido a los cortes de suministro y al clima más cálido en algunas partes de Europa, lo que aumentó la demanda de refrigeración.
     
    Los precios europeos ahora son mucho más bajos que el récord de agosto de 2022 de más de $ 324 (300 euros) por MWh.
     
    Pero la demanda de gas industrial sigue siendo débil, a pesar de los precios más bajos del gas natural en dos años. Se estima que la demanda de gas natural de Europa ha caído un 9,7% en mayo respecto al año anterior, ya que las industrias se están desacelerando y las principales economías entran en recesión.
     
    Este año, los precios han bajado a los  niveles anteriores a la crisis energética  que comenzó en el otoño de 2021 y alcanzó su punto máximo en 2022 después de la invasión rusa de Ucrania. Sin embargo, los precios más bajos en alrededor de dos años no han estimulado el consumo de gas porque las industrias y las economías en Europa se están desacelerando.
     
    Alemania y la Eurozona ahora están oficialmente en recesión, lo que apunta a una demanda industrial potencialmente débil en el futuro.
    Otro factor bajista es el alto nivel de gas almacenado para esta época del año, en comparación con el promedio de cinco años.
     
    A partir del 11 de junio, los sitios de almacenamiento en toda la UE estaban llenos en un 72 % en promedio, según datos de Gas Infrastructure Europe.
     
    Citigroup espera que los precios del gas en Europa y Asia promedien un 50% por debajo de los niveles actuales en el tercer trimestre, debido a la tibia demanda y la resistente oferta, dijeron los analistas del banco la semana pasada.   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Los precios europeos del gas natural están fijados para una sexta pérdida semanal consecutiva

    La baja demanda de gas natural ha enviado los precios de referencia del gas de Europa hacia una sexta pérdida semanal consecutiva, la racha más larga de pérdidas semanales desde 2020. 
    Los futuros del próximo mes en el hub TTF, el punto de referencia para el comercio de gas en Europa, cayeron un 3,7% a $36,80 ( 33,80 euros ) por megavatio-hora (MWh) a las 12:27 p. m. GMT del viernes.   
    La menor demanda de energía en medio de un clima templado de primavera en la mayor parte de Europa está deprimiendo los precios del gas, mientras que los cómodos inventarios de gas aún no han generado prisa por llenar los sitios de almacenamiento antes del próximo invierno.
     
    A partir del 10 de mayo, los sitios de almacenamiento en toda la UE estaban llenos en un 62,48 %, según  datos  de Gas Infrastructure Europe.
     
    Los precios más bajos del gas han comenzado a conducir a un mayor cambio de carbón a gas, pero la demanda, sin embargo, se silencia con el bajo consumo de los hogares.
     
    Los precios de referencia del gas en Europa se han reducido a la mitad desde principios de año y ahora son solo una décima parte del récord de más de $ 326 (300 euros) por MWh de agosto de 2022.
     
    Los precios al contado del GNL para entrega al norte de Asia en junio también se han desplomado en las últimas semanas y bajaron por tercera semana consecutiva el viernes, en medio de una demanda débil y altos inventarios en importadores asiáticos clave. Los precios en Asia, a 10,50 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) esta semana, se desplomaron un 4,5% respecto a la semana anterior, según estimaciones de fuentes de la industria citadas por Reuters . Los precios al contado del GNL en Asia ahora son los más bajos desde finales de mayo de 2021.
    A pesar de la actual pausa en la demanda y los precios del gas natural en Europa y Asia, los gobiernos y la industria advierten que Europa no debe ser complaciente y que la crisis energética aún no ha terminado.
     
    La crisis energética aún no ha terminado , y la situación del suministro de energía en Europa podría deteriorarse a finales de este año, dijo esta semana una de las principales empresas de servicios públicos de Alemania, E.On.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     
  • Los precios europeos del gas natural se desploman a medida que aumenta el suministro noruego

    Los precios de referencia del gas natural de Europa extendieron las pérdidas de la semana pasada para caer casi un 3% al mediodía en Europa el lunes después de un prolongado período de mantenimiento en una ruta clave de suministro de gas noruego que terminó este fin de semana.
    Los futuros del mes anterior en el centro TTF, el punto de referencia para el comercio de gas de Europa, se negociaron a $ 28.32 (25.22 euros) por megavatio-hora (MWh) a las 11:57 a.m. GMT del lunes, un 2.84% menos en el día.
    La semana pasada, los precios del gas de Europa registraron su mayor pérdida semanal para este año, 22%, ya que el suministro de gas noruego aumentó tras el final del mantenimiento regular en el gigantesco campo de gas Troll y varias otras plantas de procesamiento de gas en Noruega.
     
    Durante el mes pasado, el mantenimiento en algunas instalaciones tuvo que extenderse más allá de la fecha de finalización original, lo que causó volatilidad en el mercado del gas debido a la incertidumbre sobre el suministro noruego.
     
    Pero los trabajos de mantenimiento en la planta de procesamiento de gas de Nyhamna terminaron el sábado según lo planeado después de que el trabajo tomó más de un mes más de lo que se pensaba originalmente.
     
    Como resultado, las exportaciones de gas de Noruega aumentaron el lunes en 60 millones de metros cúbicos por día (mcm / d) a 318 mcm / d, según datos de Refinitiv Eikon citados por Reuters.
     
    Noruega es ahora el mayor proveedor de gas de Europa después de que Rusia cortara el suministro de gasoductos a la mayoría de sus clientes de la UE después de la invasión de Ucrania.
    El retorno al suministro regular de gas noruego al Reino Unido y Europa continental ha calmado el mercado de futuros de gas en los últimos días, a pesar de la prolongada ola de calor en el sur y centro de Europa con temperaturas por encima de los niveles normales y alcanzando niveles récord.
     
    A pesar de la mayor demanda de refrigeración, la demanda de gas natural en Europa sigue siendo moderada, también debido a una demanda más débil de actividades industriales.
     
    Las reservas también son elevadas, dando más confianza a los gobiernos antes del invierno. A partir del 15 de julio, los sitios de almacenamiento de gas en toda la UE estaban llenos en un 80%, según datos de Gas Infrastructure Europe.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • Más de 22 millones de vehículos en el mundo utilizan Gas Propano como fuente de energía.

    “Los países en desarrollo, para garantizar la sostenibilidad energética, deben diversificar la canasta energética de tal manera que  los usuarios puedan seleccionar la opción que mejor les convenga. En Colombia, la política pública sectorial, debe abrir espacio a varias fuentes de energía y no privilegiar a dos o tres por encima de otras posibilidades igualmente eficientes y de bajo costo”, Evamaría Uribe, Presidente de GASNOVA
     
    El GLP o gas propano, como se le conoce popularmente, es un excelente combustible para motores. Por esto es uno de los carburantes con mayor crecimiento en el mundo. Se habla de cifras de más de 22 millones de vehículos en el mundo que lo utilizan como fuente de energía.
     
    Bogotá D.C., 05 de agosto de 2014. Ante las preguntas que empiezan a surgir alrededor del futuro energético del país, sustentadas principalmente por las proyecciones en la producción de petróleo, surge como una solución a corto y mediano plazo el fortalecimiento de la industria del gas combustible en el país.
     
    Colombia empezará a tener excedentes en la producción de Gas Propano a partir de 2017, lo cual abre la necesidad de crear una mayor demanda sobre este hidrocarburo, allanando el terreno para un mayor consumo de combustibles limpios en el país, a precios muy económicos.
     
    Es preciso superar desbalances en la política energética del país, promoviendo la igualdad de trato entre los diversos energéticos que compiten en el mercado.
     
    En Colombia, el gas propano se ha limitado a los usos domésticos como cocinar, calentar, o ambientar. Pero ahora el panorama muestra que ante los previsibles incrementos de oferta de este hidrocarburo, tanto en Colombia como a nivel mundial,  se abre una gran oportunidad para el país en materia energética. No en vano, en los países más avanzados del mundo es usado como combustible para desarrolllos agroindustriales e industriales y para movilizar automóviles, flotas comerciales y de taxis, motonaves y barcos medianos, entre otros.
     
    GASNOVA, Unión de Empresas Colombianas de Gas Propano, ha enumerado cuatro (4) grandes retos al Gobierno Central para estimular el desarrollo del Gas Propano en el país, como un complemento indispensable para los próximos años.
     
    1.     Ampliar a todo el país el subsidio al consumo de GLP a los usuarios de los estratos 1 y 2. Desde mayo pasado más de 22000 familias en 4  departamentos se han beneficiado con subsidios al Gas propano. Los usuarios que consumen gas propano, derivan ese derecho de lo previsto por la ley 142 de 1992, ley de servicios públicos domiciliarios. Los usuarios residenciales más pobres del país son los que más consumen gas propano y tienen derecho a recibir subsidios, tal como también lo reciben los usuarios pobres de los estratos 1 y 2 que consumen gas natural y electricidad.
     
    2.     Incluir expresamente el “Plan de subsidios al Consumo del GLP” en el Proyecto de Ley de Presupuesto para la vigencia fiscal del 2015, con el fin de garantizar este beneficio para las poblaciones vulnerables del país. El Plan Piloto actual se podría ampliar para incluir sitios de gran importancia social para el país como es el caso de los departamentos y poblaciones de la Costa Pacífica, en particular, Chocó, Buenaventura, Cauca y Nariño y los departamentos limítrofes con Venezuela, Ecuador, Panamá y Brasil.
     
    3.     Igualdad de trato tributario y arancelario entre energéticos que compiten en el mercado. El gas natural y la electricidad, tanto nacional como importados, están excluidos de IVA para todos los usos. El gas propano, no, pero si debe estar en pie de igualdad con estos dos energéticos.
     
    4.     Aprobación del Proyecto de Ley para promover el autogás y otros usos del GLP en la industria, agroindustria y generación de electricidad, lo cual permite a los colombianos disponer de una nueva opción, económica y ambientalmente amigable, para suplir sus necesidades de energía.
     
    Estas iniciativas se presentan como requisitos fundamentales para garantizar la sostenibilidad energética del país en los próximos años, para lo cual todo el sector de hidrocarburos debe buscar los caminos para ampliar la oferta energética y así poder llegar a todos los rincones del país y satisfacer las necesidades de todos los ciudadanos.
     
     
  • Más de 30.000 millones adicionales pagaron usuarios pobres de Gas por error de la CREG

    Desde mediados del 2011, por decisión de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), todos los consumidores de gas propano de la Colombia continental, pagan a través de CENIT filial de Ecopetrol, una estampilla destinada a subsidiar el transporte marítimo del gas propano que se envía desde Cartagena al Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.
     
    Aunque este es un apoyo altruista a nuestra isla insignia, la fórmula regulatoria diseñada por la CREG para cobrarlo, contiene un error muy delicado de diseño, que ha llevado durante los últimos 24 meses a recaudar una suma superior a $30.000 millones de pesos colombianos, un valor excesivo para financiar el transporte de cilindros de gas propano a la isla. Cabe resaltar, que la diferencia surge del costo real del flete marítimo y el valor que se recauda por cada kilo consumido en el interior del país.
     
    La situación es preocupante si se tiene en consideración que hace dos años el costo de la estampilla era de $22,17 por kilo y el precio actual está en $176 por kilo. Se estima que para el período comprendido entre noviembre de 2015 y febrero de 2016, este sobreprecio registró un incremento del 53%, es decir, pasó de costar $115 a $176 por kilo, o sea un aumento de $915 por cilindro de 15 kilos.
     
    Este incremento desmesurado del 53% durante los últimos tres meses no se compadece con los costos de transporte marítimo y está castigando el precio de los cilindros de gas que consumen las personas de estratos uno y dos de Colombia, las clases más necesitadas y pobres de nuestro país.
     
    Lo anterior, se traduce en que los usuarios de gas propano del interior del país han tenido que pagar a causa de la estampilla un monto que supera en más de $30.000 millones para subsidiar los costos relacionados con el transporte marítimo de los 200.000 kilos mensuales que consume el Archipiélago. Estas cifras aumentan constante y considerablemente a razón de los errores de la fórmula diseñada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
     
    De acuerdo con Nicolás Botero, Presidente de GASNOVA, Unión de Empresas Colombianas de Gas Propano: “en el 2011 cuando la CREG expidió la resolución introdujo un factor tarifario destinado a pagar el costo del transporte marítimo a San Andrés. Este sobreprecio ha aumentado en tales proporciones que ha llevado a incrementos injustificados en el precio de los cilindros de gas propano del interior del país, pues el servicio de transporte de GLP a San Andrés, Providencia y Santa Catalina no lo asumen sino en un 19% los ciudadanos del archipiélago, dejando el 81% restante a cargo de los consumidores del interior del país.
     
    Por eso GASNOVA, en su lucha por evitar los incrementos injustificados para los usuarios y distribuidores de gas propano a cuenta de factores externos al mercado, solicita encarecidamente que la CREG corrija el error y reestructure la fórmula regulatoria,  pues hasta el momento esta regulación solo ha damnificado a los usuarios del interior del país y a las empresas legales de GLP.
     
    Gasnova
  • McKinsey: Europa debe reducir la demanda de gas para compensar la escasez de suministro

    Europa ha logrado reducir  el consumo de gas natural  por encima de los objetivos establecidos el verano pasado, pero es posible que tenga que reducir mucho más la demanda este año y en los próximos años para compensar la falta de suministro de gas por gasoducto ruso, evitar la escasez y equilibrar el mercado de gases.   
    Frente al bajo suministro ruso y, para muchos países de la UE, cero suministros de Rusia, Europa compensó la disminución en 2022 al reducir el consumo en 57 bcm, dijo McKinsey & Company en un análisis  esta  semana. 
    Con más reducciones de la demanda y nuevas fuentes de suministro de gas natural, Europa podría mantener el equilibrio durante los próximos años, estiman los analistas de McKinsey. 
     
    “Sin embargo, varios factores podrían crear un escenario de bajo suministro y Europa tendría que reducir su consumo desde los niveles de 2022 en otros 55 bcm en 2023 para estabilizar el mercado”, según la consultora. 
     
    Los impulsores que podrían conducir a un menor suministro a Europa incluyen un aumento en la demanda asiática de GNL después de un deslucido 2022, una interrupción total del pequeño gasoducto ruso que aún fluye a Europa y un invierno normal en comparación con el invierno más suave de lo habitual de 2022/2023. 
     
    “En los próximos años, es posible que Europa deba mantener e intensificar los esfuerzos para reducir la demanda de gas para gestionar el impacto en el suministro de la guerra en curso en Ucrania, lo que puede requerir un conjunto de acciones difíciles, pero factibles”, escribieron los analistas de McKinsey. 
     
    “Sin embargo, aunque se espera que el suministro y la demanda de energía de Europa se equilibren, todavía existe incertidumbre, ya que los precios volátiles y las interrupciones del suministro representan un riesgo para todos los sectores de la economía, y es posible que Europa deba prepararse para sortear estos riesgos”. 
     
    Entre agosto de 2022 y marzo de 2023, la UE superó su objetivo de reducción del consumo de gas, según  mostraron los datos de Eurostat  la semana pasada. 
     
    El consumo de gas natural de la UE se redujo un 17,7 % en el período de agosto de 2022 a marzo de 2023, en comparación con el consumo medio de gas de los mismos meses entre 2017 y 2022. El ahorro fue superior al objetivo del 15 % fijado el verano pasado. 
     
    Solo este año, el consumo ha estado constantemente por debajo del promedio 2017-2022 de los meses respectivos, con una reducción de la demanda del 19% en enero, 14,7% en febrero y 17,1% en marzo, según datos de Eurostat. 
    Los esfuerzos conscientes para reducir la demanda, un invierno más suave y la destrucción de la demanda en la industria han ayudado a Europa a evitar una gran escasez de gas que los gobiernos temían antes del invierno. 
     
    En el futuro, Europa debe continuar con las medidas de ahorro de gasolina porque la demanda en Asia podría aumentar y el invierno de 2023/2024 puede no ser tan suave como el que acaba de terminar. 
     
    El almacenamiento de gas de la UE estaba lleno en un 58 % el 24 de abril y ha ido en aumento en las últimas semanas, según  datos  de Gas Infrastructure Europe. 
     
    El clima invernal más cálido y la demanda moderada de GNL de Asia ayudaron a Europa a llenar los sitios de almacenamiento a niveles adecuados antes de la temporada de calefacción 2022/2023 y terminar esa temporada con inventarios muy por encima de los promedios históricos.
     
    La UE  acaba de lanzar  un proceso único para que las empresas europeas registren sus necesidades de compra de gas a través del mecanismo AggregateEU ​​para prepararse para las compras conjuntas de gas a nivel de la UE, con los primeros acuerdos de compra esperados antes del verano. 
     
    “Este es un hito clave para que la UE se prepare para el próximo invierno recargando su almacenamiento de gas de manera coordinada y oportuna, utilizando su poder de mercado colectivo para negociar mejores precios con proveedores internacionales”, dijo la Comisión Europea el martes. 
     
    Asia está ayudando a Europa en lo que va del año. La demanda asiática continúa siendo débil a pesar de los precios al contado más bajos del GNL, que  continúan rondando  los mínimos de dos años. 
     
    Sin embargo, no hay garantías de que la demanda asiática se mantenga baja durante el verano y antes de la próxima temporada de calefacción de invierno. Con la reapertura de China, la demanda de gas y GNL podría recuperarse, aumentando la competencia entre Asia y Europa por el suministro al contado, dicen los analistas.  
     
    Como los temores de una crisis de gas no se materializaron el invierno pasado, lo que hizo bajar los precios del gas natural en Europa, Europa no debería contar con otro invierno más cálido de lo habitual y menos competencia de Asia mientras se prepara para el invierno de 2023/2024. En un mercado con una competencia más fuerte de Asia para el suministro de GNL, los precios actuales del gas en Europa  pueden no ser suficientes  para seguir atrayendo cargas al contado.   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com 
  • México: Van 322 permisos para explotar gas de las minas de carbón

    La Sener ha recibido las solicitudes como resultado de la aprobación de la nueva ley de Hidrocarburos de la reforma energética en el artículo 27 que establece como no necesaria la licitación para la actividad.

    La Secretaría de Energía (Sener) ha recibido 322 solicitudes por parte de empresas mineras que cuentan con una concesión para explotar vetas de carbón en México y, derivado de la aprobación de la nueva ley de Hidrocarburos de la reforma energética, podrán explotar el gas natural asociado dentro de minas con una adjudicación directa tras esta petición al Estado.

    El artículo 27 de la La ley establece que “no se requerirá llevar a cabo un proceso de licitación y el contrato para la exploración y extracción se podrá adjudicar directamente a los titulares de concesiones mineras, exclusivamente para las actividades de exploración y extracción de gas contenido en la veta de carbón mineral y producido por la misma, en las áreas donde efectivamente se estén realizando actividades de extracción de carbón”.

    Así, la Comisión Nacional de Hidrocarburos otorgará el contrato correspondiente, siempre y cuando los concesionarios mineros acrediten ante la Secretaría de Energía que cuentan con solvencia económica y capacidad técnica administrativa y financiera necesaria para llevar a cabo las actividades de exploración y extracción del gas producido y contenido en la veta del carbón mineral.

    Las empresas que han solicitado, según la Sener, son: Alpha Prime Mining, Carbón Mexicano, Compañía Minera Ameca, Compañía Minera Huajicari, Compañía Minera Zapaliname, Drumak, Sociedad Cooperativa de Producción Minera Francisco I. Madero, Gonzalva Mining, Gupa de Sabinas, Impulsora Especializada en Desarrollos Carboníferos, Integración Minera, Lewis Energy México, Luis González Garza, Materiales Industrializados, Minera Carbonífera Los Lirios, Minera del Norte, Minera Díaz, Minera El Sabino, Minera El Saucito, Minera Jipa, Minera Siderúrgica de Coahuila, y finalmente Minería y Acarreos, Minería y Energía del Noreste.

  • Ministro de Petróleo y Gas de la India estará en Colombia con una delegación comercial del 19 al 22 de mayo

    Dharmendra Pradhan , Ministro de Petróleo y Gas de la India visitará Colombia con una delegación comercial del 19 al 22 de mayo, con el fin de fortalecer la presencia de India en este sector en Colombia. 
     
    India es uno de los actores claves en la escena mundial de petróleo y gas.  Es el tercer mayor consumidor mundial de petróleo, esperando llegar a 4 mil millones de barriles diarios en 2016. El petróleo y el gas representan el 37% del total de consumo energético del país.  India tiene una alta dependencia de las importaciones de crudo, razón por la cual las compañías indias se han visto en la necesidad de diversificar sus fuentes de abastecimiento del mismo, y varias compañías han adquirido ya sea participación en compañías foráneas o derechos de exploración y explotación en campos petrolíferos alrededor del globo. Igualmente el país se ha convertido en un exportador neto de productos refinados, gracias a la inversión en refinerías dedicadas exclusivamente a surtir el mercado externo, principalmente asiático. 
     
    Alrededor del 60% de las importaciones de crudo de la India provienen de los países árabes, aunque durante los últimos años algunos países latinoamericanos se han convertido en importantes proveedores de crudo de la India, destacándose Venezuela, México y Colombia.  
     
    Por su parte, el mayor receptor de productos refinados indios es el continente africano con una participación del 14%, destacándose también los países árabes, Europa y el resto de Asia. 
     
     
    En cuanto al gas natural, India cuenta con 47 trillones de pies cúbicos de reservas, la mayoría de ellas en mar abierto. La producción total, alrededor de 1.5 trillones de pies cúbicos es dominada por las empresas estatales ONGC y Oil India 
     
    Relación con Colombia 
     
    Colombia se ha convertido en un importante proveedor de crudo a India, con cifras en aumento durante prácticamente el total de los últimos años. A 2014, las exportaciones totales de crudo colombiano a India llegaron a US $ 2,6  mil millones.  
     
     
    En Colombia, la petrolera estatal india ONGC Videsh tiene operaciones en el campo llanos, en la Orinoquia colombiana, explorando 5 pozos. Así mismo, ONGC Videsh posee el 50% de la empresa Mansarovar, un joint – venture con la empresa china Sinopec, con pozos en la región del  Magdalena medio. Anteriormente, empresas importantes como Reliance y Essar han estado presentes en Colombia.  
     
    Existe un Memorando de Entendimiento en Cooperación en Hidrocarburos entre India y Colombia. 
     
    De igual manera, la ronda Colombia 2012 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos estuvo presente en Mumbai. Colombia es de una importancia estratégica enorme para India. Por tal razón, su ministro de Petróleo y Gas Natural, Dharmendra Pradhan, estará en Colombia del 19 al 22 de mayo, y se reunirá con su homólogo colombiano y entidades del sector. El Ministro Pradhan estará acompañado de una delegación comercial de 13 de las más importantes empresas del sector, buscando explorar oportunidades comerciales y de inversión con sus contrapartes Colombianas.    
     
    Las compañías indias que acompañan al Ministro son: 
     
     Indian Oil Corporation Limited
     ONGC Videsh
     Cairn India Ltd
     Adani Gas
     Essar Group
     Reliance Industries
     SBI Capital Markets
     Deepwater Drilling & Industries
     Videocon Industries
     Deloitte
     FICCI
     Larsen & Toubro
     IMC 
     
    Estas organizaciones están interesadas, entre otros, en temas tales como Gas Natural, servicios de perforación offshore, carbón y gas se esquisto y servicios upstream entre otros.  La visita del Ministro y su delegación es prueba de la confianza e interés de India en Colombia, países amigos que llevan más de 50 años de relaciones bilaterales, siendo esta una oportunidad inmejorable para consolidar las relaciones comerciales entre estos países hermanos. 
     
     
    paisminero.co
     
  • Ministro Tomás González presentó el estor del Mercado de Gas Natural

    Se trata de un instrumento que provee información sobre las transacciones de largo y corto plazo en el mercado del gas natural en el país. “Más información significa mayor transparencia. Vamos a tener mejores precios y más inversión”, dijo al respecto el Ministro Tomás González.
     
    El Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada, presentó esta mañana en Bogotá el Gestor del Mercado de Gas Natural. Se trata de un instrumento a cargo de la Bolsa Mercantil de Colombia, el cual provee información sobre las transacciones que se realizan en el mercado de gas natural, clave para garantizar la transparencia en las negociaciones y en la formación de precios de este energético.
     
    El Gestor es el responsable de recopilar, centralizar y hacer pública la información transaccional y operativa del sector bajo principios de neutralidad, transparencia, objetividad e independencia. “Podemos decir que esta figura es el ‘Amazon’ del mercado de gas natural, es decir, aquí sabemos quiénes ofertan, quiénes demandan y en qué cantidades. Contar con más información significa mayor transparencia, mejores precios y más inversión”, resaltó el Ministro González.
     
    “Una de las tareas que nos encomendó el Presidente Juan Manuel Santos es trabajar por una mayor competitividad. Esto se logra con una política que busque reglas claras para asegurar la prestación de los servicios públicos”, puntualizó el jefe de la cartera.
     
    Cabe mencionar que el Decreto 2100 de 2011 del Ministerio de Minas y Energía sirvió de base para que la Comisión Reguladora de Energía y Gas (CREG) expidiera la normatividad actual, incluidas las reglas que se aplicarían para la escogencia del Gestor del Mercado a través de un concurso público. Fue así como se hizo un proceso competitivo mediante el cual la Bolsa Mercantil de Colombia fue seleccionada en junio de 2014 por la CREG para desempeñarse como Gestor del Mercado de Gas Natural durante 5 años.
     
    MME
  • Naturgas anunció que se levantó la restricción de gas para industriales en el Caribe

    Desde mediados de agosto la compañía Gases del Caribe alertó sobre el racionamiento en la distribución del gas en esta región.
    La presidenta de la Asociación Colombiana de Gas Natural, Naturgas, Luz Stella Murgas, anunció que se levantó la restricción de gas natural para los industriales de la costa Caribe.
     
    Desde mediados de agosto, Gases del Caribe alertó sobre un racionamiento de gas que alcanza 12% en su proporción a razón de la explotación de pozos que viene realizando la empresa Canacol Energy en municipios de Córdoba, que se originó por la reducción inesperada de la producción.
     
    “A partir de las 00:00 horas del viernes se levantó la restricción de gas natural para todos los industriales de la costa Caribe”, aseguró Luz Stella Murgas. “Hay que reconocer que el Ministerio de Minas y Energía, a través de la Upme, amplió una información relacionada con los costos de racionamiento, que es asignar el criterio del gas que queda disponible cuando hay restricciones como la que estábamos viviendo”, agregó.
     
    Esto permitió identificar que los industriales tienen un mayor costo de racionamiento y que por eso tienen prioridad en la asignación del gas.
     
    “La mayoría de industriales afectados fueron en Cartagena y Barranquilla, pero también en Magdalena, Córdoba y Sucre”, agregó Murgas. Dijo, además, que esto no significó afectación en el sector residencial, comercial ni vehicular, “porque la normatividad vigente protege en estos casos de contingencias imprevistas a los usuarios esenciales, entre los cuales están estos”, explicó la directiva.
     
    También aclaró que la contingencia continúa, es decir que se seguirá trabajando desde los gremios, particularmente desde Canacol para recuperar la producción.
     
    Murgas aseguró que desde el Ministerio de Minas y Energía se está trabajando en medidas para flexibilizar la comercialización de gas adicional.
     
    “Esta coyuntura evidencia la necesidad de acelerar y expandir la actividad exploratoria en Colombia para desarrollar el potencial de gas natural que descubrimos recientemente en el mar Caribe y en la costa Atlántica, para generar confiabilidad y autosuficiencia en el largo plazo”, complementó la presidenta de Naturgas.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Nueva propuesta de la Creg amenaza a las plantas térmicas

    Creg publicó borrador de resolución que cambia la forma de asignación de cargos por confiabilidad a empresas.
     
    El proyecto de resolución publicado para comentarios por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) causó molestias entre las plantas de energía eléctrica que funcionan con combustibles líquidos y gas.
     
    En resumidas cuentas, la propuesta lo que busca es modificar el mecanismo de asignación de cargos por confiabilidad a partir del próximo año, de tal forma que ya no se asignen estos recursos equitativamente según la generación de las empresas, sino que se haga una subasta anual que privilegie a las que producen con precios más competitivos.
     
    El cargo por confiabilidad son los recursos que pagan todos los colombianos (industrias, comercios y hogares) para garantizar que siempre haya energía y que el país no se apague.
     
    “Hemos planteado introducir unas subastas anuales para traer nueva oferta de energía y que el cargo se asigne de manera tal que privilegie a las tecnologías que más contratos aporten (...) Obviamente hay preocupaciones de unos sectores, pero tenemos un espacio para dar el debate”, explicó el ministro de Minas y Energía, Tomás González.
     
    Precisamente una de los preocupadas es la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), que agrupa principalmente a las centrales de generación térmica. Su vocero, Alejandro Castañeda, explicó que los ingresos de las plantas que generan con gas y líquidos dependen en un 90% del cargo por confiabilidad, y dada la sobreoferta actual de energía firme, la nueva modalidad para distribuir el cargo podría disminuir en 50%, de un año para otro, los ingresos de las empresas. El cambio afectaría en menor proporción a las plantas hídricas, porque la dependencia de estas al cargo por confiabilidad es de 30 a 40% de su ingreso, según Andeg.
     
    La Creg dio 30 días de plazo para recibir comentarios y resolver inquietudes, pero Andeg pidió tres meses, para análisis de profundidad, y que no se ponga en riesgo la seguridad del sistema.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Operación de gas aumentará en el Valle Inferior del Magdalena

    Cuatro petroleras buscan intensificar la actividad en los próximos nueve meses para incorporar más reservas del hidrocarburo.
     
    En los próximos nueve meses la operación de gas on shore en el país se concentrará en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, donde cuatro empresas intensificarán sus tareas para llegar a aumentar la producción de este hidrocarburo en el corto o mediano plazo.
     
    Las petroleras Hocol (filial de Ecopetrol), Canacol, Lewis Energy y Petróleos de Sudamérica (Petrosud) han desarrollado actividades de exploración de algunos de sus pozos y están trazando la estrategia para comenzar los trabajos de extracción de gas desde los yacimientos.
     
    La cuenca del Valle Inferior del Magdalena (área comprendida por zonas de Magdalena, Bolíva, Sucre y Córdoba) se considera como una de las de mayor prospectiva de reservas de gas en el subsuelo.
     
    Un estudio del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional, al que tuvo acceso Portafolio, indica que en el escenario más optimista los yacimientos de este combustible estarían en un 6,65 TcF (trillones de pies cúbicos).
     
    Así mismo, que en un panorama medianamente optimista los depósitos de gas se calcularían en 0,46 TcF. Y en el peor de los escenarios en 0,008 TcF.
     
    “La cuenca del Valle Inferior del Magdalena históricamente posee un alto potencial hidrocarburífero en el subsuelo”, indicó Rutty Paola Ortiz, viceministra de Hidrocarburos y Energía.
     
    Explica la funcionaria de la cartera minero-energética que a la fecha se han perforado 48 pozos exploratorios en esta cuenca, de los cuales 22 han presentado Aviso de Descubrimiento.
     
    Esto, “ubica el factor de éxito del anuncio con respecto a los pozos perforados en un valor de 46%, el cual es uno de los mayores en el país”, precisó la viceministra Ortiz.
     
    DESARROLLO DE LA OPERACIÓN 
     
    La empresa que más actividad ha reportado en el primer semestre para la operación de gas en el Valle Inferior del Magdalena es Canacol, multinacional canadiense y cuya tarea la desarrollará a través de su filial Geoproduction Oil & Gas.
     
    En lo corrido del 2017, de los pozos explorados por esta petrolera en este lugar, los más conocidos son Cañahuate-1 y Toronja, correspondientes a los contratos Esperanza y VIM-21 (respectivamente) presentaron importantes hallazgos.
     
    “Ambos probaron estructuras de gas y se encuentran a tiempo para presentar los Avisos de Descubrimiento correspondientes, esperamos que estos nuevos pozos continúen con la dinámica que se ha presentado a la fecha en esta cuenca”, afirmó la funcionaria del Ministerio de Minas y Energía.
     
    A través de un comunicado, Canacol anunció las dos novedades en su operación, al precisar que el pozo Cañahuate es el séptimo descubrimiento de gas en la citada cuenca.
     
    “Nos complace haber añadido otro éxito a nuestro historial de gas en Colombia”, indicó Mark Teare, vicepresidente de Exploración de la petrolera canadiense, quien explicó que “con dos pozos de exploración de gas adicionales con alto potencial para perforar este año, y el excelente resultado en Cañahuate, seguimos avanzando hacia la consecución de nuestro objetivo de producir 230 millones de pies cúbicos en diciembre de 2018”.
     
    Por su parte Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, explicó que “nuestros esfuerzos de consolidación a lo largo de los últimos cuatro años han sido tanto de bajo costo como exitosos, con nuestros esfuerzos de exploración en esos bloques, generando seis descubrimientos comerciales de gas que contienen 318.000 millones de pies cúbicos en reservas 3p, las cuales han sido incluidas por los auditores en las certificaciones de reservas de la corporación desde el 2014”.
     
    BÚSQUEDA DE NUEVOS DESCUBRIMIENTOS
     
    Las compañías Hocol, Lewis Energy y Petrosud, también intensificarán su operación, con el fin de incrementar su producción de gas.
     
    En el caso de las dos primeras, que van en asocio, en diciembre pasado anunciaron el descubrimiento del hidrocarburo en el pozo Bullerengue-1, el cual se perforó entre el 18 de noviembre y el 7 de diciembre, “dentro del cronograma y por debajo del costo esperado”.
     
    “El pozo comprobó la presencia de gas en la extensión sur de la estructura perforada en el 2015 con el pozo Bullerengue-1”, dice un comunicado de Ecopetrol, el cual indica más adelante: “Las dos compañías, Hocol y Lewis, analizan la información obtenida para definir el plan de pruebas que se ejecutará”.
     
    El presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, afirmó que el hallazgo va en línea con la visión de la petrolera de tener un mayor equilibrio entre la producción de crudo y gas”.
    Echeverry agregó que Bullerengue “se suma a los éxitos que hemos tenido en Orca y Kronos en los últimos dos años en el Caribe Colombiano, en donde actualmente realizamos la perforación de otros dos pozos junto a Anadarko”.
     
    Por su parte, Guillermo Fonseca, presidente de Hocol, indicó que “se hizo una apuesta importante en el valle inferior del Magdalena considerada una zona prospectiva de gas. La mezcla de producción, que prácticamente es de 100% crudo, se está moviendo hacia una mezcla más balanceada entre gas y crudo”.
     
    Se estima que, con Bullerengue, las reservas contingentes de la petrolera filial de Ecopetrol se amplíen en la costa norte de Colombia a 4,3 millones de barriles de petróleo equivalentes. Finalmente, la petrolera argentina Petrosud intensificará sus tareas de exploración y producción en Magdalena.
     
    Aunque Portafolio no pudo establecer contacto con sus voceros, determinó que ha desarrollado 36 pozos perforados, de los cuales 25 que se encontraban en abandono han sido retomados para realizar tareas de exploración.
     
    Los pozos se encuentran en el bloque Las Delicias, cuyas características del yacimiento es de un petróleo saturado de 47 grados API formando un anillo de crudo, el cual tiene asociado un casquete de gas de dimensiones relevantes. 
     
    La explotación del yacimiento se dividió en dos etapas, la primera estuvo enfocada en la producción del anillo de crudo y la segunda al casquete de gas anteriormente descrito.
     
    Fuente: Portafolio.co / Alfonso López Suárez
  • Opinión - Por qué tanto odio a los hidrocarburos

    Por: Amat Zuluaga / Profesor Facultad de Ingenierías Universidad del Area Andina

    A Colombia le falta siempre tener una mirada crítica, y dejar de copiar todos los modelos existentes, claro, no está mal mirar los casos de éxitos, pero todos ellos deben adaptarse a las condiciones del país, las cuales son visiblemente diferentes a las de cualquier país europeo. por esta razón traigo algunos pequeños ejemplos de cómo podemos reutilizar el CO2 para que dejemos de verlo como un gran problema y lo convirtamos en una gran oportunidad incluso de reindustrialización para Colombia.

    Uno de los principales temas de la agenda mundial que nos tiene pensando en transición energética y reconversión económica en el país, ha sido el cambio climático generado por la emisión de gases de efecto invernadero a la atmósfera por la quema de combustibles fósiles. Claramente, en los años noventa e inicios del nuevo siglo la respuesta a todo esto tenía que ser acabar con el carbón, gas o petróleo, sin embargo, hoy día en pleno 2024 y con un montón de nuevas tecnologías que dan opciones a reducir o eliminar mediante la reutilización y circularidad del CO2 (principal problema de los combustibles fósiles), todavía seguimos enfrascados, aferrados, y obstinados con desincentivar su exploración, producción y eliminar su uso.

    A Colombia le falta siempre tener una mirada crítica, y dejar de copiar todos los modelos existentes, claro, no está mal mirar los casos de éxitos, pero todos ellos deben adaptarse a las condiciones del país, las cuales son visiblemente diferentes a las de cualquier país europeo. por esta razón traigo algunos pequeños ejemplos de cómo podemos reutilizar el CO2 para que dejemos de verlo como un gran problema y lo convirtamos en una gran oportunidad incluso de reindustrialización para Colombia.

    Metanación con hidrógeno verde: en este proceso vamos a producir hidrógeno a partir de la electrólisis del agua y electricidad suministrado por energía solar o eólica. Este hidrógeno se mezcla con CO2 en una relación cerca de 1 a 5, es decir, 1 de hidrógeno por 5 de CO2 obteniendo metano y agua. Ya conocen los usos del metano, una apuesta podría ser para llevar gas a zonas no interconectadas a partir de un proceso renovable y más importante aún cero emisiones.

    Metanol con hidrógeno verde: producimos hidrógeno de la misma forma que en la metanación, sin embargo, mezclamos con CO2 en otra, proporción de 1 de hidrógeno por 7 de CO2, pasamos por un calentador y sintetizamos y destilamos. Obtenemos metanol y agua. El metano tiene muchos usos industriales, incluso puede funcionar como combustible vehicular y producción de biocombustibles.

    Gasolina sintética: realizando el proceso de producción de metanol adicionamos más calor y presión podemos producir gasolina, gas licuado y gas fuel, además, un poco de agua. Sabemos todo lo que podemos hacer con la gasolina, pero esta tiene un valor agregado por el proceso de producción.

    Diesel sintético: en una relación de hidrógeno y CO2 de 1 a 8.5, sometidos a un proceso de síntesis y separación se obtiene diésel, nafta, otros gases y agua.

    Si Colombia se permite salir de las ideologías y al mismo tiempo es contundente en las apuestas de reindustrialización a partir del aprovechamiento y transformación del CO2, tendremos una diversificación económica, laboral y energética mucho más fuerte, robusta y sostenible que cualquier otra que se haya pensado en la historia de nuestro país.

  • Opinión: El empresario responsable de la caída del petróleo

    Mark Papa, pionero de la extracción del crudo de esquisto, asegura que la revolución energética seguirá adelante pese a los bajos preciosFuente: 
     
    La semana pasada, una estación de servicio en Oklahoma City fue la primera en vender gasolina regular por menos de US$2 el galón. El precio promedio en Estados Unidos es el más bajo desde 2010 y continúa cayendo, lo cual Goldman Sachs considera como el equivalente a un recorte de impuestos de US$75.000 millones a lo largo de los últimos seis meses. La situación en otros países es similar.
     
    Los consumidores pueden agradecerle a Mark Papa, el empresario cuyo papel en la creación de esta bonanza sigue siendo, en gran parte, desconocido. Lo mismo sucede con muchos otros beneficios del auge energético estadounidense.
     
    Papa se jubiló en julio, dejando su cargo como presidente ejecutivo de EOG Resources, EOG  la compañía de perforación que él transformó en el mayor productor de petróleo en los 48 estados contiguos de EE.UU. durante su década y media de gestión.
     
    “Ellos estuvieron entre los pioneros de la revolución del petróleo y el gas no convencional”, reconoce el historiador energético Daniel Yergin. La compañía abrió nuevas fronteras en la fracturación hidráulica y la perforación horizontal, permitiendo que los productores exploten esquisto denso y difícil de extraer.
     
    “No se me ocurre ningún otro acontecimiento que haya causado un beneficio económico así de positivo a un país como el petróleo y gas de esquisto”, afirmó Papa en una reciente visita a Nueva York. “El hecho de que los precios del crudo hayan colapsado tanto como lo han hecho es directamente atribuible a la revolución de esquisto”.
     
    Papa cree que la caída de los precios del petróleo es el resultado de “un poco más de producción”, que ha marcado la diferencia, un millón de barriles de petróleo al día en medio de una demanda mundial de cerca de 92 millones de barriles diarios.
     
    Parte de esa cifra es “suministro no anticipado proveniente de lugares como Libia”, observó, pero el principal motor es el petróleo de esquisto estadounidense.
     
    El empresario explica que en 2012 el crecimiento interanual del petróleo de esquisto en EE.UU. bordeaba el millón de barriles al día y el año pasado el crecimiento cayó a 800.000 barriles diarios.
     
    “El sentimiento generalizado es que habíamos alineado la producción y lo sencillo ya se había extraído. Cuando entramos en nuestro tercer año, se volvía un poco más difícil alcanzar este tremendo aumento en la producción”. La mayoría preveía un alza en torno a 700.000 barriles al día para 2014.
     
    En cambio, “para la sorpresa de la mayoría”, dijo Papa, incluyéndose, el crecimiento de la producción diaria de EE.UU. este año se disparó a un promedio de 1,2 millones de barriles. Ahora, “la expectativa cuando el precio estaba en US$100 el barril era que EE.UU. continuaría creciendo en un millón de barriles al año. La gente previó que tendríamos más petróleo en el mercado de lo que pensábamos y el próximo año un superávit incluso mayor sobre la demanda y así la percepción se convirtió en realidad y, de repente, pum”.
     
    El petróleo West Texas Intermediate, la cotización de referencia para EE.UU., ha caído en cerca de US$30 el barril desde junio, después de rondar los US$100 durante tres años. La producción de crudo de EOG aumentó 40% en 2013.
     
    Puesto que la compañía fue “una de las primeras en entrar en la actividad de esquisto en EE.UU., francamente creímos que teníamos el dedo en el pulso de la industria”, indicó Papa. Lo que sucedió fue que una “amplia mejora de la eficiencia” apareció de la nada este año a medida que los adelantos de la tecnología y las empresas perforadoras encontraron formas de hacer que los pozos fueran más productivos y extrajeran más petróleo del mismo lugar.
     
    El descenso de los precios del crudo no significa que EE.UU. se dirija hacia un auge y un posterior colapso, opina Papa, pero el impulso de la industria se “desacerará considerablemente” después de unos seis meses. “El crecimiento de la producción de EE.UU. se va a desacelerar en 2015, 2016 y 2017 simplemente porque las compañías de exploración y producción no van a tener el flujo de caja para reinvertir”, advirtió.
     
    Los principales yacimientos de esquisto de EE.UU “aún ofrecen rendimientos económicos positivos” con el crudo en US$70 o incluso en el rango medio de US$60, indicó Papa.
     
    Si esto es “un tipo de autocorrección”, añadió, habrá sido un “cambio fantástico” respecto a lo que ocurría hace algunos años.
     
    “Casi todo el mundo, tanto dentro como fuera de la industria, predecía que la producción estaba en un declive inevitable y que habría una dependencia cada vez más alta del petróleo importado”, aseveró.
     
    Sin el crudo de esquisto, estimó, el precio del petróleo estaría hoy entre US$100 y US$120 el barril”.
     
    Ingeniero de petrolero de profesión, Papa se convirtió en “presidente ejecutivo por accidente” cuando Enron “decidió escindir activos tangibles a medida que ellos se transformaban en una compañía de corretaje” y se desprendió de su división EOG en 1999.
     
    En ese entonces, un emprendedor multimillonario llamado George Mitchell demostró que la fracturación hidráulica vertical era una tecnología viable y EOG refinó técnicas de perforación horizontal para el gas natural, lo que pronto lo convirtió en un líder del sector. Las grandes petroleras como Exxon y Chevron  fueron tomadas por sorpresa.
     
    La idea novedosa de Papa fue que si los precios del gas seguían bajos debido a la sobreoferta, tal como ocurrió, se podía sacar petróleo, así como gas, de las formaciones de esquisto.
     
    Las moléculas de petróleo son varias veces más grandes que las de gas y “debido a que los conductos que atraviesan las formaciones son muy pequeños, estrechos y restringidos, la sensación general era que no se podía producir crudo comercial de las formaciones de esquisto”, recordó.
     
    Papa y su equipo sospechaban que esto era “una superstición” y que nadie había “hecho el trabajo de probar eso sin lugar a dudas. Así que desafiamos ese dogma y descubrimos que era incorrecto”.
     
    En retrospectiva, Papa se equivocó a la hora de juzgar el avance del progreso tecnológico. “Mucha gente ve el negocio petrolero y ve una imagen de una persona trabajando en una tubería con polvo y grasa y todo lo demás y piensa que es una industria atrasada. Es una percepción errónea”, dijo.
     
    “Donde nos encontramos actualmente con el esquisto es el mismo lugar en el que un ingeniero estaba en los años 40 en un yacimiento convencional”, explicó. La mejor tasa de recuperación en aquel entonces era de 10% a 15%, dejando el resto bajo tierra, como sucede actualmente con el esquisto. Pero desde entonces ha subido a 40% o 50%. Aún no existe la tecnología para que el esquisto rinda de esa manera.
     
    Papa, no obstante, confía en que aparecerá en los próximos 10 años, “lo que significa que vamos a duplicar o más la cantidad de petróleo que extraeremos (…) La tecnología siempre encontrará una forma de desatar cada incremento de los recursos”.
     
    Respecto al resto del mercado, dijo Papa, “creo que por los próximos 40 o 50 años seguiremos siendo una economía impulsada por los hidrocarburos, los principales siendo el gas natural y el petróleo (…) Tiene que confiar en la lógica de los estadounidenses y de nuestros legisladores para decir: ‘mire los beneficios económicos’. Los beneficios son tan obvios que una persona objetiva cuestionaría si queremos imponer regulaciones punitivas que reduzcan lo que hemos obtenido”.
     
    —Rago es miembro de la junta editorial de The Wall Street Journal.
     
     
    Fuente: wsj / Por Joseph Rago
     
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  • Optimismo de EE.UU. es impulsado por el aumento del gas de esquisto

    La extracción de este combustible ha liderado una revolución energética en Estados Unidos, pese a que en Europa este método aún no es visto con buenos ojos.
     
    Para muchos líderes empresariales de Estados Unidos hoy en día, el gas de esquisto no sólo ha reducido el costo de la energía, sino que ha impulsado un nuevo respeto por la innovación tecnológica.
     
    Durante este invierno, Jim Ratcliffe, el multimillonario británico que fundó Ineos, el grupo de químicos, está intentando crear una revolución local de gas de esquisto. Ha ofrecido compartir el 6% de los ingresos futuros con las comunidades o con los terratenientes si trabajan con Ineos para desarrollar la fuente de energía. Es mucho más de lo que cualquiera ha ofrecido antes en el Reino Unido.
     
    “Todo esto cambiará las reglas de juego”, argumenta, explicando que copió de Estados Unidos la idea de una promesa de 6%, en la que entregas de dinero similares han ayudado a que se dé una dramática expansión de la extracción de gas de esquisto desde 2010.
     
    En realidad, las probabilidades de que esta oferta se acepte ampliamente no son altas. El extraer gas de esquisto sigue siendo tan controversial en el Reino Unido, que hasta ahora ha sido en gran medida bloqueado. No obstante, Ratcliffe se merece un aplauso por intentarlo. Para entender por qué, veamos el último informe del Panorama Económico Mundial, que publicó esta semana el Fondo Monetario Internacional (FMI).
     
    En un lugar recóndito del documento hay una barra lateral en la que se intenta calcular el impacto que tuvo la revolución de esquisto en la industria de Estados Unidos. Los resultados son apabullantes, no sólo para los grupos industriales de Europa, sino también para los políticos y los contribuyentes.
     
    Como señala el FMI, la revolución en Estados Unidos ha hecho que los precios del gas natural caigan dramáticamente, incluso al tiempo que aumentan en Europa y Japón. Esto es porque el gas, a diferencia del petróleo, no puede transportarse fácilmente de un lugar a otro del mundo, lo cual quiere decir que los precios varían mucho según la fuente de energía y el lugar.
     
    A principios de este año un documento publicado por la Reserva Federal de Estados Unidos calculó que estas variaciones de precio habían aumentado la producción de las manufactureras estadounidenses por un 3% desde 2006, mientras la inversión aumentó 10% y los empleos 2%. Fue mucho más alto el impacto sobre las industrias ligadas a la energía. No obstante, la investigación del FMI insinúa que la diferencia en los costos de la energía ha generado un aumento de 6% en las exportaciones de manufacturas de Estados Unidos y argumenta que cada caída de 10% en el precio relativo del gas natural en ese país impulsará la producción industrial un 0,7% adicional, en comparación con la de Europa.
     
    En una primera mirada, la diferencia de 0,7% puede no parecer tan importante. No obstante, si se mantiene durante varios años, el impacto para la competitividad y la producción será significativo. Lo que importa no son sólo las estadísticas de la productividad. Lo que también ha generado la revolución del gas de esquisto es crear algo que el informe del FMI no menciona: un vacío trasatlántico en psicología.
     
    Para muchos líderes empresariales de Estados Unidos hoy en día, el gas de esquisto no sólo ha reducido el costo de la energía, sino que ha impulsado un nuevo respeto por la innovación tecnológica. Piénsenlo. Hace una década parecía casi imposible que Estados Unidos pudiese romper su dependencia hacia las importaciones de petróleo del Medio Oriente y menos aún ver cómo algunas industrias del antiguo cinturón empresarial recuperan su competitividad.
    El cambio en las actitudes está ayudando a generar una segunda transformación: al tiempo que las empresas estadounidenses disfrutan de los beneficios de costos más bajos de energía, un nuevo espíritu de colaboración está invadiendo a los ambientalistas, políticos y grupos de energía. Veamos el ejemplo de Colorado.
     
    Antes, los grupos ambientalistas se oponían mucho a la expansión del gas de esquisto. Sin embargo algunos, como el Fondo de Defensa del Medio Ambiente, ahora trabajan con John Hickenlooper, el gobernador, para encontrar formas de lidiar con temas como los escapes del gas metano o la contaminación del agua. “Ahora se reconoce que la gente debe trabajar junta”, observa Fred Krupp, el director de EDF.
     
    No es tanto así en Europa. Al menos no aún. Esta semana, Nick Clegg, el líder del Partido Liberal Demócrata de Gran Bretaña, apoyó el gas de esquisto. No obstante, muchos políticos siguen teniendo muchas sospechas con respecto al fracking y los grupos ambientalistas están muy opuestos. En Francia y Alemania la antipatía es todavía mayor. Esta diferencia en parte es reflejo de lo distintas que son las geografías. Gran Bretaña es una isla muy poblada y las grandes reservas de esquisto de Francia están en París y Provenza.
     
     
    ELESPECTADOR.COM
  • Pdvsa busca acuerdos con China para desarrollo gasífero costa afuera

    De acuerdo con la petrolera estatal, la rentabilidad de los proyectos gasíferos se sustenta en las reservas de 197 billones de pies cúbicos de este hidrocarburo con que cuenta la nación y que la sitúan en octavo lugar en el mundo.
     
     
    Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y el Consorcio chino HG Tech iniciaron un encuentro que tiene como finalidad intercambiar conocimientos y proyectos para impulsar el desarrollo gasífero costa afuera de Venezuela.
     
    El evento, denominado Oportunidad de Negocios, que se realizará hasta este viernes 4 en la sede de Pdvsa, en Caracas, "tiene como objetivo mostrar el panorama de desarrollo gasífero en el país a un grupo de empresarios chinos, y así acordar el financiamiento, la inversión y el acceso a ingeniería requerida por la nación para los desarrollos de gas costa afuera, tanto en el oriente como en el occidente venezolano", refiere una nota de prensa de la estatal.
     
    on este encuentro, la dirección ejecutiva Costa Afuera de Pdvsa espera impulsar un modelo de equilibrio, "que permita desarrollar la infraestructura nacional, garantizar la capacidad de suministro en el país y ampliar las oportunidades de exportación, por medio de tuberías directas o a través de la licuefacción del gas para su transporte en buques".
     
    De acuerdo con la petrolera estatal, la rentabilidad de los proyectos gasíferos se sustenta en las reservas de 197 billones de pies cúbicos de este hidrocarburo con que cuenta la nación y que la sitúan en octavo lugar en el mundo y en el primer puesto en América Latina y el Caribe.
     
    "El gas, como recurso energético, atrae la inversión del consorcio chino que ve el potencial de nuestras reservas, tanto de gas como de crudo, Costa Afuera y las facilidades que se tienen en estas latitudes por tratarse de una zona tropical, con aguas relativamente tranquilas", señaló el director ejecutivo Costa Afuera de Pdvsa, Douglas Sosa.
     
    Al respecto, indicó que el consorcio chino HG Tech cuenta con amplios conocimientos que facilitan la construcción de infraestructura costa afuera.
     
    "Esta cooperación conjunta se apoya en las condiciones naturales donde se encuentra el recurso, con yacimientos entre 7 mil a 10 mil pies de profundidad, que hacen el proyecto rentable", dijo al ser citado en la nota de prensa.
     
    Asimismo, Sosa destacó que el gigante asiático requiere de gas para sustituir el carbón como fuente energética.
     
    La rueda de negocios incluye exposiciones por parte de directivos de Pdvsa, de especialistas en la producción de gas y gas costa afuera, mesas de trabajo multidisciplinarias y una visita a las áreas, específicamente a Güiria, estado Sucre, donde se encuentra localizado el gasoducto nororiental José Francisco Bermúdez.
     
    Pdvsa anunció que se prevé que durante la clausura del encuentro se firmen acuerdos y compromisos entre ambas naciones.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / ELMUNDO.COM.VE
  • Petrolera PDVSA planea exportar gas a Colombia desde enero de 2016

    PDVSA con sede en Caracas busca desarrollar las reservas de gas no asociado.
     
    Petróleos de Venezuela SA planea comenzar la entrega de gas natural a Colombia en enero como nueva producción costa afuera en línea, de acuerdo con un funcionario de la compañía.
     
    El cambio significa que Venezuela dejará de importar gas de su vecino y se convertirá en un vendedor externo, dijo un funcionario de PDVSA Gas, que pidió no ser identificado, citando política de la compañía.
     
    PDVSA, la petrolera estatal del país, inicialmente exportará de 38 a 40 millones de pies cúbicos de gas al día, una producción en alta mar que comienza en el proyecto Bloque Cardón IV Perla.
     
    PDVSA con sede en Caracas busca desarrollar las reservas de gas no asociado y espera utilizar la producción inicial para satisfacer la demanda interna. La producción de los proyectos Rafael Urdaneta y Mariscal Sucre en alta mar también ayudará a Venezuela a reducir el consumo de diesel importado que se utiliza para generar electricidad. El exceso de gas puede llegar a ser exportado a otros mercados.
     
    Se espera que la producción inicial de Cardón IV llegue a 150 millones de pies cúbicos por día en junio, lo que aumenta a 450 millones de pies cúbicos para septiembre. PDVSA dijo que para mediados de 2017, el proyecto debe producir 800 millones de pies cúbicos por día y alcanzará el pico de producción de 1,2 millones de pies cúbicos en septiembre 2020.
     
    El bloque Cardón IV, que incluye el campo Perla descubierto por Repsol de España y la italiana Eni SpA en 2009, contiene reservas probadas de gas entre 8.9 trillones a 12 trillones de pies cúbicos, según datos de PDVSA.
     
    PDVSA dijo el 15 de mayo que las empresas invertirían 4.800 millones de dólares en el proyecto, incluyendo la construcción de una plataforma de producción, oleoductos submarinos y una planta de acondicionamiento en tierra.
     
    Por: Bloomberg News
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Planta de Cupiagua alcanza récord en producción de gas natural en Colombia

    La cifra equivale al consumo de 11,3 millones de viviendas promedio en un día.
     
    El uso del gas natural ha venido ganando terreno en Colombia en los sectores residencial, industrial, comercial y vehicular.
     
    La planta de gas de Cupiagua de Ecopetrol, localizada en el municipio de Aguazul en Casanare, logró una cifra récord en su producción de gas al alcanzar 212,26 millones de pies cúbicos estándar por día, bajo condiciones RUT (Reglamento Único de Transporte), informó la empresa colombiana en un comunicado de prensa.
     
    La cifra equivale al consumo de 11,3 millones de viviendas promedio en un día, lo que supera las expectativas esperadas por capacidad instalada de la planta, que inició operaciones el 14 de diciembre de 2012 y es propiedad ciento por ciento de Ecopetrol.
     
    Indica el informe que cuando la planta se puso en marcha trabajó con el mínimo operativo de 110 millones de pies cúbicos estándar por día y en 2014 se incrementó a un promedio de 135 millones de pies cúbicos estándar por día, entre otras razones por el incremento en las capacidades de consumo del mercado nacional.
     
    “Este récord se logra por medio de las mejores prácticas, las competencias, la experiencia, la experticia, el liderazgo y compromiso de todos los miembros del equipo de trabajo que han logrado optimizar operacionalmente su desempeño hasta el punto de lograr los 212,26 millones de pies cúbicos estándar por día”, señaló Carlos Hernando Candela Herrera, gerente de Operaciones de Desarrollo y Producción Piedemonte de Ecopetrol.
     
    El uso del gas natural ha venido ganando terreno en Colombia en los sectores residencial, industrial, comercial y vehicular. Justamente el país alcanzó los 500 mil vehículos convertidos a gas, especialmente de servicio público, precisa el comunicado.
     
    El Campo Cupiagua espera seguir cumpliendo con las entregas de acuerdo con la demanda del país, y para 2018 proyecta agregar al portafolio de productos, Gas Licuado de Petróleo (GLP) y Nafta.
     
    La planta de gas de Cupiagua, en la cual se invirtieron 222 millones de dólares, fue construida con tecnología de punta y con altos estándares de calidad e integridad. En su ejecución total se generaron 2.163 empleos entre mano de obra calificada y no calificada, de los cuales 1.362 puestos de trabajo fueron ocupados por personas de la región, recuerda el informe.
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Precio del gas para térmicas e industrias subirá en el 2015

    El precio promedio de negociación aumentó 7,6 por ciento, según la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
    El sector industrial y el de generación térmica asumirán un aumento en el costo del gas a partir del próximo año, según se acordó luego de que concluyeran las negociaciones directas para el suministro, entre productores y estos consumidores.
     
    La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) reportó que el precio promedio del millón de BTU (unidad británica que mide el poder calorífico) que se estableció en estos contratos de energía firme aumentó 29 centavos de dólar frente a las negociaciones registradas el año pasado.
     
    El precio promedio en el que se fijó en las negociaciones de este hidrocarburo fue de 4,09 dólares por millón de BTU, mientras el año pasado esta cifra fue de 3,8 dólares.
     
    Esta tarifa representa aproximadamente el 25 por ciento del costo que pagan los usuarios de gas natural residencial, que en promedio está en 16 dólares por millón de BTU.
     
    En total se firmaron contratos para comercialización de 252.594 millones de BTU, provenientes de los campos Ballena (en La Guajira), Cusiana y Cupiagua (Casanare) y Gibraltar (Norte de Santander). Este volumen representa el 25 por ciento de la demanda nacional de gas.
     
    La mayor parte del combustible negociado (39 por ciento) fue para contratos con actores del sector industrial; le siguen el sector de generación eléctrica con plantas térmicas que representa el 30 por ciento del volumen negociado en esta ocasión. En este proceso se hicieron contratos firmes y con firmezas condicionadas con vigencias entre uno y siete años. Es la segunda vez en la que, en Colombia, se da este tipo de negociación bajo las normas de libertad de precios expedidos por la Creg en el 2013. La directiva de Acolgén había advertido sobre la difícil situación del sector para el 2015.
     
    Fuente: Portafolio.co
     
  • Precio del gas que se importará desde Venezuela preocupa a gremios

    Gremiales de Atlántico, Bolívar y Santa Marta piden que Minminas ayude a que los precio del gas sea similar al de las exportaciones que hizo Colombia.
     
    Que el Ministerio de Minas y Energía gestione el retorno inmediato del gas que Colombia le vendió a Venezuela desde 2008 y hasta mediados de 2015, dentro de las mismas condiciones de precios, solicitaron los comités intergremiales de Atlántico y Magdalena y el Consejo Gremial de Bolívar.
     
    Los gremios en un comunicado cojunto señalan que esta decisión permitiría aumentar considerablemente la demanda de gas en la Región Caribe, asegurar el normal abastecimiento de sus plantas térmicas y de los grandes consumidores del sector industrial, y garantizar un precio aproximado de 2 USD/MBTU, resultante de aplicar la misma fórmula que regulaba el valor del gas de la Guajira en ese momento, el cual dependía del fuel oíl internacional.
     
    La solicitud fue hecha en una comunicación dirigida al ministro de Minas y Energía, Germán Arce Zapata el pasado 13 de septiembre, diez días antes de que se iniciaran las negociaciones para definir la fórmula de fijación de los precios del gas en boca de pozo en los contratos de largo plazo vigentes para la Región Caribe, proceso que comenzó el pasado 23 de este mes y que irá hasta el 7 de octubre.
     
    En la comunicación se le pidió al ministro Arce, hacer honrar el contrato de intercambio y reciprocidad suscrito en octubre de 2007 entre Ecopetrol y PDVSA, en razón del cual Colombia exportaría gas a Venezuela a partir del 1 de enero de 2008 y hasta el 31 de diciembre de 2012, y este país lo devolvería al nuestro después del cuarto año a las condiciones de precio pactadas.
     
    "Aunque el contrato entre Ecopetrol y PDVSA no es público, se entiende que es recíproco, de intercambio en términos de cantidad y de precio, y con una estructura basada en dos tiempos. Por ello, si Colombia exportó a Venezuela 421.740.000 millones de pies cúbicos, entre enero de 2008 y diciembre de 2014, debe recibir ahora esa misma cantidad y hacerlo a un precio igual al que se le suministró ese gas al vecino país", señalan los gremios.
     
     
    ElHeraldo.com