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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.
     
  • ¿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 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.
     
  • ‘El GLP tiene oportunidades en la transición energética’

    Gasnova llevó a cabo el 5.º Congreso Internacional del GLP el 23 y 24 de agosto en Bogotá. Alejandro Martínez Villegas, presidente del gremio, explicó cuáles son los principales asuntos en que requiere avanzar este sector en la transición energética.
     
    ¿Cuáles fueron las claves Congreso Internacional organizado por Gasnova, y los temas relevantes?
     
    Durante cinco ediciones, desde el año 2018, la Asociación Colombiana del GLP - Gasnova con el apoyo de World LPG Association (WLPGA) y Asociación Iberoamericana del GLP (AIGLP), ha realizado el Congreso Internacional del GLP como un espacio para el análisis y discusión de los temas más relevantes de la industria del GLP a nivel nacional e internacional.
     
    En esta edición, cuyo lema fue “Gas LP, energía limpia hoy y mañana”, dio una mirada al papel del Gas LP en la transición energética, dando un repaso a los retos y oportunidades que este combustible está teniendo a nivel internacional.
     
    En el contexto actual de transición energética y sostenibilidad, ¿cómo puede el congreso aportar al debate sobre el papel del GLP en la matriz energética de Colombia y América Latina?
     
    De hecho, este fue el foco temático de esta quinta edición: el Gas LP como energía limpia hoy y mañana.
     
    El GLP es fuente de energía existente, que permite cumplir con los objetivos de la reducción de emisiones de carbono, sin gastar billones de dólares y décadas de espera que requieren el desarrollo de nuevas tecnologías de energías renovables, que son hoy en día tan mencionadas y aceptadas.
     
    En el mundo, desde el sector automotriz, pasando por diferentes sectores industriales y comerciales, así como en el sector residencial, el Gas LP está ayudando a reducir las emisiones de carbono a un menor costo.
     
    Adicionalmente, el Gas LP renovable, como energía excepcional, hace a este sector sostenible.
     
    En este congreso analizamos diversos casos de éxito a nivel internacional, en diferentes países y regiones desarrollados que podrían ser un espejo de lo que podemos hacer en Colombia. 
     
    ¿Cuál es el panorama actual de la industria del GLP en Colombia y cuáles son los principales desafíos y oportunidades?
     
    En Colombia, durante el año 2022 se consumieron un total de 709 millones de kilogramos de GLP, principalmente en los sectores residencial (67% del consumo), industrial (18%) y comercial (10%).
     
    Es un servicio público domiciliario utilizado por 12 millones de colombianos que viven en las áreas municipales y rurales de 1.050 municipios de los 32 departamentos, con una cobertura en el 95% del territorio nacional: es de resaltar que la gran mayoría de ellos son de los estratos más vulnerables (1 y 2, principalmente). En conclusión, el Gas LP es el combustible de la gente.
     
    ¿Qué oportunidades tiene el GLP en la transición energética?
    El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, nos envió un saludo en el que fue enfático al decir: “El GLP tiene un papel importante en la transición energética justa”. Es por eso que desde el gremio del GLP estamos listos para trabajar en la consolidación de los diversos usos que tiene el Gas LP para apoyar la transición energética.
     
    ¿Cuáles son los usos clave del GLP en la transición?
    El GLP ocupa un lugar importante en la canasta energética, como una opción viable de energía no sólo para la cocción de alimentos, sino también para la generación de energía eléctrica en zonas no interconectadas y como combustible para los sectores automotor y náutico (AutoGLP y NautiGLP).
     
    ¿Qué se requiere para materializar lo anterior?
    Es urgente disminuir la brecha existente en el país en materia de acceso a combustibles limpios. Con el objetivo de evitar que se amplíe la brecha de pobreza energética en Colombia, desde Gasnova estamos impulsando ante el Gobierno Nacional la asignación de $400.000 millones del Presupuesto General de la Nación, para destinar subsidios al consumo de subsistencia de GLP en los estratos 1 y 2 en todos los departamentos del país.
     
    ¿Hay alguna otra petición?
    Queremos llamar, de manera especial, la atención de los tomadores de decisión del sector energético colombiano, para que nos ayuden a tomar medidas que estimulen las inversiones que requiere el mercado y así asegurar el abastecimiento y continuidad en el suministro del GLP en el país.
     
    Es importante que se estudie la duración de los contratos de suministro con Ecopetrol, para que puedan tener al menos un año de vigencia, y que los precios regulados de suministro no varíen mensualmente, sino solamente tres veces al año.
     
    Por Daniela Morales para 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”

     

  • 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
  • Análisis/Reingeniería estructural del mercado de gas

    En el 2013, el consumo interno promedio de gas natural fue de 982 Mpcd, de los cuales el 13 % correspondió a demanda residencial, el 29 % a generación eléctrica y el 50 % a industria.
     
    A partir de enero de 2015, el mercado mayorista de gas natural del país pondrá en marcha una transformación histórica que lo ubicará en los primeros lugares de desarrollo en Latinoamérica.
     
    El negocio del gas en Colombia ha tenido un desarrollo importante y sostenido desde sus inicios, con la implementación del Plan de Masificación de Gas en la década de los 90. Este le permitió al país incorporar en su canasta energética un combustible de menor costo y más amigable con el medio ambiente, que los hidrocarburos líquidos, de los cuales era totalmente dependiente en ese momento.
     
    En la actualidad, el gas tiene un lugar importante en nuestra canasta energética. En el último balance de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), del Plan Energético Nacional, se aprecia que en el consumo final de energía del país, el gas representa el 18 por ciento y tiene además un gran impacto económico y social.
     
    En el 2013, el consumo interno promedio de gas natural fue de 982 Mpcd, de los cuales el 13 por ciento correspondió a demanda residencial, el 29 por ciento a generación eléctrica y el 50 por ciento a industria.
     
    Pero el negocio no es estático. Requiere asegurar que la demanda eléctrica actual y proyectada pueda abastecerse en su totalidad siempre que lo requiera y que los demás sectores tengan mínima incertidumbre frente a sus requerimientos.
     
    No obstante, el crecimiento en la demanda no ha estado acompañado de forma paralela con el necesario incremento en la oferta y en la infraestructura. Los balances de la UPME evidencian la necesidad de encontrar nuevas fuentes de suministro que permitan incorporar reservas probadas y así mismo, ampliar la infraestructura de transporte para cubrir las necesidades proyectadas de los centros de consumo.
     
    En la última declaración de producción efectuada por los productores-comercializadores para el periodo 2014-2023, se observa un fuerte decrecimiento de la capacidad de producción disponible para ventas, que pasa de 1.188 a 819 Gbtud, en esta década.
     
    De todos es conocido que las inversiones que se requieren para el desarrollo de proyectos en búsqueda de nuevas fuentes de gas y en el transporte del mismo son muy significativas.
     
    Inversiones que requieren el aseguramiento de mercados organizados, tanto nacionales como internacionales, en los que se pueda colocar el hidrocarburo una vez esté disponible.
     
    En aras de propender por el abastecimiento de largo plazo del sector de gas natural en Colombia y partiendo de varios estudios, el Gobierno Nacional se propuso colocar el mercado nacional en el ámbito internacional, modernizándolo y facilitando su tránsito hacia su completa madurez, con el propósito de incentivar la inversión de capitales, nacionales extranjeros, en las actividades que conforman el negocio, para asegurar su continuo y oportuno crecimiento y permitir la libre importación y exportación de excedentes de gas.
     
    Dicho resultado solo podía lograrse reestructurando totalmente las reglas que enmarcan el funcionamiento de la cadena del gas, y fue así como el Ministerio de Minas y Energía asumió la tarea de trazar una clara política, definiendo los lineamientos estratégicos con los cuales el ente regulador debía establecer las normas para el actuar de los agentes que participan en este mercado.
     
    El diseño de esta nueva normatividad detectó la necesidad de contar con un gestor del mercado, el cual tendrá como función esencial, lograr la convergencia en la información transaccional y operativa del sector para otorgarle dinamismo y transparencia, mediante la ejecución centralizada de los negocios, a través de documentos estándar que les confieren mayor liquidez, al hacerlos fácilmente transables. El gestor será la base del mensaje de confianza institucional en la búsqueda del abastecimiento en el largo plazo.
     
    El gestor también ofrecerá la plataforma a través de la cual se harán negocios competitivos y centralizará la información de los mismos, así como la operativa referente a disponibilidad de suministro y transporte.
     
    Como estos datos estarán al alcance de todos los agentes, se podrá lograr una formación eficiente de precios, promover el uso óptimo de infraestructura de suministro y transporte, eliminar la asimetría en la información y dar transparencia a las negociaciones, en especial, las del mercado secundario (reventa) y las de corto plazo.
     
    La Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) fue seleccionada para ejercer como gestor del mercado de gas natural del país a partir de enero de 2015, mediante un concurso adelantado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), en el que participaron grandes empresas de reconocido prestigio.
     
    La BMC está totalmente comprometida a ejercer su gestión, basada en principios de neutralidad, transparencia, objetividad e independencia, y será el vehículo a través del cual se desarrollará la nueva era del negocio del gas en el país, en busca de su oportuno abastecimiento y su participación en mercados de importación y exportación.
     
    Iván Darío Arroyave A.
    Presidente, Bolsa Mercantil de Colombia
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Andeg pide al Gobierno evaluar más alternativas de abastecimiento de gas natural

    Alejandro Castañeda, presidente del gremio, dijo que es necesario garantizar la continuidad de la prestación del servicio a los sectores.
    La Asociación Nacional de Empresas Generadoras, Andeg, se pronunció ante la declaración de la convocatoria de la Upme como desierta en el desarrollo de la planta de regasificación del pacífico colombiano.
     
    El gremio hizo un llamado al Gobierno Nacional para que se valoren alternativas de abastecimiento de gas para atención de la demanda y aseguró que el papel del gas natural en la diversificación de la oferta es fundamental para avanzar hacia una matriz energética más limpia.
     
    “Sin duda, es muy importante avanzar en el marco de la política pública, la planeación energética, la regulación económica y en la expansión de la infraestructura de gas natural para asegurar el abastecimiento para la atención de la demanda, así como garantizar la continuidad en la prestación del servicio a los diferentes sectores de consumo de gas natural, combustible que contribuye a la competitividad y diversificación de la matriz energética del país”, indicó Alejandro Castañeda, presidente de Andeg.
     
    La Asociación también aseguró que es necesario que se valoren alternativas de abastecimiento de gas natural, "bien sea a partir de soluciones de suministro en el país o en el marco de mecanismos de importación de este combustible, con el fin de contribuir a la seguridad energética y opciones de aprovisionamiento, especialmente para las térmicas del interior del país", señaló el gremio en un comunicado.
     
    Además, Andeg puntualizó que se deberían evaluar las necesidades de aumento de capacidad y disponibilidad de la infraestructura de importación de gas en El Caribe, por medio de la terminal de regasificación de Cartagena, Sspec LNG, lo que contribuirá a la diversificación de las fuentes de suministro de gas natural.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • 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.
  • Asoenergía solicitó a MinMinas y Canacol solucionar suministro de gas en Córdoba

    El gremio indicó que la operación de uno de sus asociados, Cierro Matoso, en el sur del departamento se afectó por la coyuntura.
    La Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales, Asoenergía, se pronunció ante la restricción del suministro de gas, que fue anunciada el pasado 8 de agosto por Canacol Energy.
     
    Sandra Fonseca, directora ejecutiva de Asoenergía, hizo un llamado de urgencia al ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, y a la empresa Canacol Energy para dar solución a esta situación que afecta la productividad de diversas actividades de la industria nacional y sectores que dependen de este suministro.
     
    Según el gremio, una de las operaciones que recibieron mayor impacto es la de Cerro Matoso al sur de Córdoba, puesto que ejerce actividad minero industrial de forma continua 24 horas con dos hornos que no pueden apagarse y requieren suministro continuo para garantizar la integridad estructural.
     
    "Para el caso de Cerro Matoso, empresa afiliada a Asoenergía, no existe actualmente un sustituto del gas en su proceso minero-industrial. Aunque según informa Cerro Matoso, la empresa ha tomado medidas como la reducción del proceso productivo o la destinación de este tiempo para actividades de mantenimiento que estaban programadas para más adelante, la compañía tiene un riesgo en su operación que impacta el proceso, la integridad de su personal y en general los aportes que esta genera diariamente a la región y al país", indicó Asoenergía en un comunicado.
     
    Finalmente, el gremio hizo un llamado de urgencia al ministro de Minas y Energía y a Canacol Energy para dar solución a la situación que puede impactar la productividad de diferentes actividades de la industria nacional. "Esperamos que el Ministerio en coordinación con la ANH, la SSPD, la CREG y con la asesoría del CNOgas encuentre respuestas de acción clara para solucionar la situación", dijo Asoenergía.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Canacol busca producir 130 millones de pies cúbicos de gas

    Con el fin de lograr, para el 2017, un pronóstico promedio de ventas en crudo y gas entre 18.000 y 19.000 barriles por día, Canacol realizará una inversión de US$89 millones, señaló la petrolera a través de un comunicado de prensa.
     

    Se estiman ventas contractuales de crudo y gas de 25,000 barriles por día, una vez finalizado el nuevo gasoducto.

    La petrolera realizará inversiones por US$89 millones para generar 19.000 barriles al díaLa petrolera realizará inversiones por US$89 millones para generar 19.000 barriles al díaAsí, para diciembre del 2017 la compañía canadiense estima ventas contractuales de crudo y gas de 25.000 barriles por día, una vez finalizado el nuevo gasoducto privado que conectará las facilidades de procesamiento de gas de Canacol en Jobo y la línea de Promigas hacia Cartagena, en la región de la costa Caribe.
     
    Charle Gamba, presidente y CEO de la petrolera señala que las tres principales metas al finalizar el 2017 serán las de lograr una producción de gas de 130 millones de pies cúbicos estándar por día en diciembre del 2017, perforar tres pozos exploratorios de gas para seguir aumentando la base de reservas, y perforar dos pozos exploratorios de petróleo.
     
    “El presupuesto de capital incluye US$38 millones destinados a gastos relacionados a la exploración, US$8 millones con dirección a sísmica 3D y US$22 millones en facilidades, equipo y construcción de líneas de flujo mientras nos preparamos para una expansión significativa en la producción de gas”, explica Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol.
     
    El vocero de la petrolera canadiense afirma, además, que “se destinarán otros US$ 5 millones en workovers de pozos y actividades de shale, US$10 millones en inversiones sociales, consultas y actividades ambientales en preparación de las actividades venideras en 2018, y US$3,2 millones de inversión en la operación conjunta de la compañía en Ecuador”.
     
    Así mismo, Canacol indica, a través de la citada nota de prensa, que “la totalidad de los gastos del presupuesto de capital del 2017 provendrán de flujos de operaciones anticipados para el 2017 y del capital de trabajo de US$65 millones mantenido desde el 1° de enero del presente año”.
     
     
    Portafolio.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.
  • Cerro Matoso pidió al Gobierno medidas para evitar racionamiento de gas en el Caribe

    Empresas del sector reportaron que ya hay afectaciones al norte del país por la explotación de pozos por parte de Canacol Energy.
    Hace casi dos semanas, 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.
     
    El jueves, Ramón Dávila, presidente de Gases del Caribe, dijo a LR que aunque se le ha ofrecido a los industriales la posibilidad de un gas comercializado, este dobla la cifra y sube hasta 100% el precio normal. "Desde hace más o menos viene ese racionamiento del 12% para los usuarios no regulados. Nosotros hemos ofrecido la opción del otro gas comercializado, pero es 100% más costoso".
     
    Ahora, Ricardo Gaviria, presidente de Cerro Matoso pidió al Gobierno que se tomen medidas en esa regulación del suministro de gas, según explicó a Caracol Radio, "esto podría no solo causarles problemas en su producción, sino que además su infraestructura puede verse comprometida".
     
    “Algunas industrias en la costa Caribe están sufriendo y nosotros, por supuesto, también estamos sufriendo aquí en Cerro Matoso. Nosotros necesitamos una cantidad importante de gas para parte de nuestro proceso aguas arriba de los hornos”, dijo Gaviria a la emisora.
     
    Por Joaquín López para LaRepública.
  • Colombia: proyecto de gas natural licuado es aplazado por caída del petróleo

    Debido a las "poco favorables condiciones del mercado energético" y a la caída del petróleo, las planeadas ventas del hidrocarburo a la rusa Gazprom serían menos rentables.
     
    El desplome del petróleo está socavando otros proyectos de exportación de GNL a nivel mundial. Excelerate Energy suspendió sus planta de licuefacción Texan y Chevron dijo que reducirá el gasto en su proyecto Kitimat en Canadá.
     
    El proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) de Pacific Rubiales en Colombia será aplazado debido a las "poco favorables condiciones del mercado energético", dijo un socio en el proyecto, al tiempo que la caída del petróleo hace menos rentables las planeadas ventas del hidrocarburo a la rusa Gazprom.
     
    La decisión muestra cómo el desplome del petróleo está socavando algunos proyectos de exportación de GNL a nivel mundial. Excelerate Energy suspendió sus planta de licuefacción Texan el mes pasado, mientras que Chevron dijo el viernes que reducirá el gasto en su planeado proyecto Kitimat en Canadá.
     
    En su documento provisional sobre sus resultados el jueves, la belga Exmar, que proveerá la planta flotante de licuefacción a Pacific Rubiales, dijo que esta última "decidió recientemente postergar el inicio del proyecto de GNL en el Caribe".
     
    Dijo que la decisión de Pacific Rubiales, que cotiza en Toronto, se produjo por las adversas condiciones del mercado.
     
    Exmar todavía planea entregar a tiempo una plataforma flotante de producción para fines de julio, dijo el director de finanzas, Miguel de Potter, a Reuters.
     
    Pero la construcción por parte de Pacific Rubiales de un gasoducto de 84 kilómetros de longitud y 100 millones de pies cúbicos por día de capacidad, que se extendería del yacimiento colombiano La Creciente a la costa caribeña del país está retrasada, dijo. La tubería abastecerá de gas a la planta de licuefacción.
     
    De Potter no dijo cuándo comenzarían las ventas de GNL de Pacific Rubiales a Gazprom bajo un contrato de suministro a cinco años.
     
    "Las ventas de gas a Gazprom serán retrasadas, probablemente (Pacific Rubiales) intentará renegociar un acuerdo mejor con Gazprom", dijo vía telefónica.
     
    Según los términos de un acuerdo de suministros, el precio que Gazprom paga por el GNL es indexado al del petróleo Brent, que ha perdido la mitad de su valor desde junio, dijo una fuente financiera en Latinoamérica familiarizada con el asunto.
     
    Pacific Rubiales dijo el año pasado que proveería medio millón de toneladas de GNL a Gazprom durante cinco años a partir del segundo trimestre del 2015. La división comercial de Gazprom dijo en un comunicado que el acuerdo sólo era por cuatro años.
     
     
    Reuters
  • Cómo afecta a Cerro Matoso una restricción de gas

    Hay preocupación por el impacto que puede tener en la industria y en procesos que dependen de este suministro para la continuidad de operaciones. 
    El gremio Asoenergía, que representa a los grandes consumidores de energía del país, instó a Canacol Energy y al Ministerio de Minas y Energía a solucionar una restricción de gas en el norte del país, que viene afectando desde el 8 de agosto a varios usuarios industriales. La situación se viene dando por inconvenientes técnicos de esta compañía en sus pozos de producción y equipos.
     
    De acuerdo con la agremiación, si bien se han tomado medidas, existe una preocupación en la industria y en procesos que dependen de este suministro para la continuidad de operaciones y en especial para la seguridad e integridad de los equipos humanos. 
     
    Una de las más impactadas es Cerro Matoso, en el sur de Córdoba, que tiene una actividad minero-industrial continua, con dos hornos que deben mantenerse en funcionamiento para conservar su régimen térmico y garantizar así su integridad estructural.  
     
    Estos hornos, que no pueden apagarse, requieren suministro continuo y a volúmenes específicos de gas natural, pues de lo contrario, y tal como está ocurriendo en estos momentos, se tiene una operación a baja carga que pone en riesgo la integridad de los hornos eléctricos con riesgo de caída de la pared superior y desplome de los techos. 
     
    Para el caso de Cerro Matoso, empresa afiliada a Asoenergía, no existe actualmente un sustituto del gas en su proceso minero-industrial.  
     
    Esta empresa ha tomado medidas como la reducción del proceso productivo o la destinación de este tiempo para actividades de mantenimiento que estaban programadas para más adelante, pero tiene un riesgo en su operación que impacta el proceso, la integridad de su personal y en general los aportes que esta genera diariamente a la región y al país.
     
    Por Portafolio.
  • Ecopetrol necesita aumentar eficiencia en crudos pesados

    Bogotá - Desde 2000 Colombia ha aumentado la producción de crudos pesados, al pasar de representar 10% del total a 53% en 2015. Sin embargo, según un estudio de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), las empresas requieren mayor especialización para mantener la competitividad ante el interés internacional en este tipo de petróleo, especialmente en Asia.

    En la actualidad los crudos pesados representan más de la mitad de la producción de petróleo del país y los datos de Ecopetrol muestran que la proporción de crudos convencionales (dulces o ligeros) disminuirá en los próximos 10 años de 15% a 10% y de 32% a 21%, mientras que el total de no convencionales (crudos pesados) aumentará de 52% a 69% del total de la producción.

    Por esto, según el gremio,  a pesar de que el potencial de explotación de estos recursos  es grande en el país, ya que se tienen reservas por 12.000 millones de barriles equivalentes, hay unos desafíos considerables en infraestructura, tecnología, talento humano e insumos.

    “La alta viscosidad y densidad de este crudo requiere tratamientos térmicos y químicos adicionales para su efectiva extracción que, a pesar de los avances tecnológicos que ya se han dado, deja aún un factor de recobro en promedio mundial de alrededor de 20%, cuando en pozos convencionales es de 35%”, señaló José Luis Langer, analista sectorial de Campetrol.

    Además, aunque en el pasado el uso de naftas consiguió que Ecopetrol mejorara la producción de crudos pesados como el Castilla Blend de 40.000 a 75.000 barriles diarios para el oleoducto Apiay-Porvenir, esta estrategia sigue resultando poco eficiente frente al potencial de explotación no convencional que se tiene.

    Este potencial, que según el estudio, se da tanto en las reservas concentradas en la cuenca de los Llanos, el Magdalena Medio y el Putumayo (especialmente en los campos de Rubiales, Apiay, Ombú, Castilla, San Fernando, Teca, Nare y Jazmín), como enlo s campos de empresas extranjeras que cuentan con la experiencia e innovación y están trabajando en tecnologías híbridas en el transporte por oleoductos, flujo lubricado y emulsiones.


    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño Espinosa

  • Ecopetrol y Shell descubrieron gas natural en pozo en el sur del Caribe de Colombia

    El pozo Glacus-1 fue perforado entre el 16 de julio y 10 de agosto de este año con una profundidad de 4.284 metros.
    La compañía más grande de Colombia, Ecopetrol, dio a conocer que se hizo un descubrimiento de gas costa afuera en el sur del Caribe colombiano.
     
    Se trata de una acumulación de gas natural con el pozo exploratorio costa afuera Glaucus-1, perforado en aguas profundas del Caribe colombiano, a 75 kilómetros de la costa y a más de 130 kilómetros del municipio de Coveñas, con una columna de agua de aproximadamente 2.340 metros.
     
    "El pozo Glaucus-1 se perforó en el bloque COL-5 de manera segura y eficiente, con el apoyo de múltiples autoridades nacionales y locales. En Glaucus-1, Ecopetrol tiene 50% de la participación y Shell es el operador, con 50% restante", dijo la compañía en un comunicado.
     
    El pozo fue perforado entre el 16 de julio y el 10 de agosto de este año con una profundidad de 4.284 metros y se determinó la presencia de gas natural en el área de los bloques COL-5, Fuerte Sur y Purple Angel, donde se ubican los hallazgos de los pozos Kronos-1 (2015), Purple Angel-1 (2017) y Gorgon-2ST2 (2022).
     
    “Es muy gratificante para Ecopetrol entregar hoy a Colombia este resultado. Se trata del descubrimiento de gas en el pozo Glaucus-1, en una actividad que se desarrolló de forma impecable, sin incidentes de HSE, y que nos permitirá adicionar recursos a los ya descubiertos en Gorgon. Este descubrimiento se logró de la mano con Shell, en el sur del Caribe colombiano, una región que nos ha demostrado que tenemos oportunidades muy valiosas para incorporar más reservas de gas al país”, dijo el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa.
     
    El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, celebró la noticia y dijo que "Continuamos dando seguridad energética para el país y abonando el camino hacia la transición energética".
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • 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 cálido invierno arrastra los precios del gas natural en EE.UU. a su nivel más bajo en tres décadas

    Uno de los inviernos más cálidos registrados en Estados Unidos ha creado un exceso de gas natural, arrastrando los precios de referencia del gas a sus niveles más bajos en tres décadas y llevando a los productores, que estaban bombeando a tasas récord, a reducir la actividad de perforación. 
    El precio de referencia estadounidense del primer mes en el  Henry Hub  se estableció el viernes en su nivel más bajo desde 1995, excepto durante unos días durante el pico de la pandemia en 2020.   
     
    La producción nacional récord de gas natural también se ha sumado al exceso, pero ahora algunos de los principales productores están frenando la actividad de perforación y terminación y reduciendo el número de plataformas en respuesta a los precios insosteniblemente bajos del gas natural. 
     
    A pesar del retiro constante de capacidad de energía alimentada con carbón, la demanda de gas natural para electricidad y calefacción ha sido menor este invierno debido a las temperaturas más cálidas de lo normal, excepto por una ola de frío a mediados de enero. 
     
    El Niño ha sido más fuerte de lo habitual en el Pacífico central y oriental este invierno, lo que ha provocado temperaturas más cálidas en todo Estados Unidos,  señala el columnista de Reuters John Kemp . 
     
    Como resultado del clima más cálido, las extracciones de los almacenamientos subterráneos de gas han sido inferiores a lo habitual, lo que ha dejado las existencias en un nivel superior al promedio para esta época del año. 
     
    En la última semana de informes que finalizó el 9 de febrero, los retiros netos del almacenamiento totalizaron 49 Bcf, muy por debajo de los retiros netos promedio de cinco años (2019-2023) de 149 Bcf y los retiros netos del año pasado de 117 Bcf durante la misma semana, según  datos de la EIA. . 
     
    Las reservas operativas de gas natural ascendieron a 2.535 Bcf, lo que supone un 16% más que la media de cinco años y un 11% más que en esta misma época del año pasado. El gas total de trabajo almacenado también está por encima del rango histórico de cinco años.  
     
    La tendencia de bajas retiradas ha estado presente durante todo el invierno, no sólo a principios de febrero. 
     
    La tasa promedio de retiros del almacenamiento ha sido un 12% menor que el promedio de cinco años hasta el momento en la temporada de retiros, de noviembre a marzo, según las estimaciones de la EIA.  
     
    Si la tasa de retiros del almacenamiento coincide con el promedio de cinco años de 10,9 Bcf/d durante el resto de la temporada de retiro, el inventario total al 31 de marzo sería 348 Bcf más alto que el promedio de cinco años para esa época del año, según a la EIA. 
    Los altos niveles de almacenamiento sugieren que el clima podría ser un factor menos importante en el aumento de los precios del gas natural en Estados Unidos hasta el final del invierno y la temporada de retiro el 31 de marzo. 
     
    Analistas y comerciantes dicen al  Financial Times  que tomaría un tiempo hasta que el exceso desaparezca del mercado. 
     
    "Se está empezando a ver que el mercado realmente comienza a formular una opinión de que necesitamos estar aquí por un tiempo para ayudar a resolver este exceso de oferta", dijo al Financial Times Charlie Macnamara, jefe de materias primas del US Bank.
     
    Los productores de gas natural ya están indicando que han tomado medidas para reducir la actividad y las tasas de producción en respuesta al exceso y los bajos precios. 
     
    Antero Resources, por ejemplo,  liberó  una plataforma de perforación en diciembre de 2023 y un equipo de finalización en febrero de 2024 como resultado de los bajos precios del gas. 
     
    La compañía ahora tiene un programa de dos plataformas a partir de tres plataformas y un equipo de finalización. 
     
    Comstock Resources, por su parte,  planea reducir  el número de plataformas de perforación operativas que tiene en funcionamiento de siete a cinco.  
     
    EQT Corporation, el mayor productor de gas natural de EE. UU., redujo a principios de este año su orientación de rango de producción "como respuesta al entorno de precios en el que nos encontramos y queremos asegurarnos de que haya flexibilidad", dijo el director financiero Jeremy Knop en la  conferencia telefónica sobre ganancias del cuarto trimestre  la semana pasada . . 
     
    "Así que EQT puede responder y asegurarse de que si el precio da una señal de menor actividad y menor producción, estamos listos para responder", dijo Knop.
     
    "El mercado pide no sólo recortes en la producción, sino también reducciones en la actividad".
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • 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, 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 gigante energético noruego firma un acuerdo de gas natural por valor de 50 mil millones de euros con Alemania

    El acuerdo de suministro de gas de Equinor a 10 años y 50.000 millones de euros con SEFE aborda el 33% de la demanda industrial actual de Alemania.
    El gigante energético noruego Equinor (ex Statoil) ha firmado un acuerdo de suministro de 10 años con la empresa energética estatal alemana SEFE (Securing Energy for Europe). El acuerdo implica la entrega de 111 TWhora (10.000 millones de metros cúbicos - bcm) de gas natural al año desde el 1 de enero de 2024 hasta 2034, incluida la opción de prórroga por otros cinco años, en condiciones que reflejen los precios de mercado. Según Equinor, el acuerdo representa actualmente alrededor del 33% de la demanda industrial alemana total. Los noruegos también informaron que el período adicional de cinco años asciende a un total de 319 TWh (alrededor de 29 bcm) durante el período. Los analistas ya han estimado el valor total del acuerdo en alrededor de 50 mil millones de euros (55 mil millones de dólares).
     
    Al mismo tiempo, Equinor reiteró que ha firmado una carta de intención (LoI) no vinculante con la intención de que SEFE se convierta en un comprador a largo plazo de suministros de hidrógeno con bajas emisiones de carbono y a escala giga de Equinor a partir de 2029. y continuará hacia 2060. Según Anders Opedal, director ejecutivo de Equinor, el acuerdo es "una respuesta a la necesidad de Europa de un suministro de energía confiable a largo plazo y una ruta viable hacia la descarbonización a escala". Desde el inicio de las exportaciones de gas de Noruega en 1977, Alemania ha sido un mercado importante. Opedal afirmó también que la LOI está destinada a “explorar oportunidades para suministrar a SEFE hidrógeno bajo en carbono a escala industrial durante las próximas décadas, permitiendo a las industrias europeas y a las plantas de energía de gas flexibles acelerar la descarbonización”. Egbert Laege, director general de SEFE, afirmó que "la adquisición de gas natural de la plataforma continental noruega garantiza un suministro sostenible y preparado para el futuro para los clientes europeos y, en particular, alemanes en los sectores doméstico e industrial". 
     
    Como es sabido, la situación actual del suministro de energía en Alemania es bastante grave, debido a la pérdida del suministro de gas natural ruso y al aumento general de los precios de la energía. Los informes muestran que la base industrial y manufacturera de Alemania, la principal piedra angular de la economía del país, enfrenta graves amenazas. Algunos informes ya han indicado que la principal potencia económica de Europa podría estar enfrentando una situación de desindustrialización en los próximos años, ya que muchos gigantes industriales y productores están incluso considerando abandonar Alemania para establecerse en otros lugares. En el comunicado de Equinor y SEFE, Laege también indicó que ambas empresas comparten la ambición de acelerar la economía del hidrógeno. Indicó que la empresa de almacenamiento Astora del Grupo SEFE podría ser un elemento clave en este sentido. 
     
    Aún no está claro hasta qué punto todo esto se materializará incluso en las próximas décadas, especialmente si se considera la falta de demanda de hidrógeno verde o amoníaco, mientras que, al mismo tiempo, las nuevas materias primas ni siquiera tienen un precio establecido. . Los clientes están interesados, pero sin un indicador de precio real, con seguridad no se negociarán volúmenes reales. También es muy interesante ver cuál será el papel de este acuerdo a la luz de las discusiones en curso o posibles acuerdos sobre hidrógeno entre los noruegos y otros actores importantes, como la holandesa Gasunie. La atracción alemana podría estar limitando a otros, provocando problemas de suministro potencialmente importantes o cancelaciones o retrasos de inversiones.  
     
    Se espera que SEFE se convierta en un comprador a largo plazo de hidrógeno con bajas emisiones de carbono de Equinor en el futuro. Equinor tiene como objetivo suministrar hidrógeno bajo en carbono a SEFE a escala industrial, 5 TWh por año para 2029, incrementándolo hasta 50 TWh por año para 2050. SEFE fue creado por el gobierno alemán en 2022 después de que Berlín nacionalizara Gazprom Germania GmbH. 
     
    El acuerdo Equinor-SEFE llega en el momento adecuado, teniendo en cuenta la mayor volatilidad en los mercados europeos del gas debido a la guerra de Ucrania y la actual crisis marítima hutí del Mar Rojo. El creciente temor en el mercado sobre posibles limitaciones de suministro, ya que las principales líneas navieras han detenido su paso por el Mar Rojo después de los ataques de los hutíes de Yemen a buques presuntamente israelíes, ya ha aumentado las entregas europeas del primer mes en más de un 11%. La reacción del mercado está claramente vinculada a las declaraciones de la importante petrolera y gasista británica BP y otros de que se han suspendido los envíos de petróleo a través del Mar Rojo. Si se analiza el papel del Mar Rojo en las entregas europeas de GNL, el impacto no debería ser extremadamente severo, ya que en la actualidad sólo el 5% de las importaciones europeas de GNL provienen de Qatar. Los almacenamientos de gas europeos también están todavía muy bien abastecidos, y la mayoría de los analistas esperan que los actuales consumos invernales no alcancen ni siquiera el 50% del almacenamiento total. 
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
  • 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 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

  • Exxon elige a BlackRock como comprador de su participación del 71% en la terminal italiana de GNL

    ExxonMobil ha seleccionado al mayor gestor de activos del mundo, BlackRock, como comprador de su participación del 70,7% en Adriatic LNG, la primera terminal de importación de regasificación de Italia, dijo el miércoles la gran empresa estadounidense a Reuters.
    Exxon posee actualmente el 70,7% de Adriatic LNG a través de su filial ExxonMobil Italiana Gas. Los otros accionistas de la principal terminal de importación de GNL de Italia frente a la costa del Adriático, en el norte de Italia, son una unidad de QatarEnergy con una participación del 22% y el operador de la red de gas estatal italiano Snam con un 7,3%.
     
    Según fuentes anónimas que hablaron con Reuters, Snam podría aumentar su participación en Adriatic LNG al 30% para obtener derechos de gobernanza sobre la terminal de importación de GNL.
     
    Exxon aún no ha llegado a un acuerdo final sobre la venta, dijo a Reuters un portavoz de la gran empresa.
     
    La compañía estadounidense dijo a principios de este año que planeaba vender su participación en Adriatic LNG como parte de su estrategia para deshacerse de activos no esenciales.
     
    Al menos cuatro inversores institucionales y fondos de infraestructura, incluido BlackRock, estaban siendo considerados para el acuerdo, informó Reuters en mayo. En aquel entonces, las expectativas eran que el acuerdo valoraría toda la terminal Adriatic LNG en alrededor de 840 millones de dólares (800 millones de euros).
     
    Las terminales de regasificación y los planes para más instalaciones de importación de GNL en Italia y el resto de Europa han sido el foco de atención de muchos gobiernos de la UE después de la invasión rusa de Ucrania y la interrupción de una gran parte del suministro de gas por gasoducto ruso a muchos de los anteriores clientes de Moscú en la UE. .
    Alemania, los Países Bajos, Italia y Grecia han estado agregando nueva infraestructura de importación de GNL a medida que las importaciones europeas de GNL han aumentado desde principios de 2022 para compensar la falta de gas ruso, que la UE planea deshacerse por completo para 2027.
     
    En Italia, la terminal de importación de GNL más nueva de Piombino recibió en julio el primer cargamento comercial de GNL procedente de una planta de licuefacción de Sonatrach en Argelia.
     
    La energética italiana Eni, que entregó el cargamento, ha dicho que espera que Italia elimine las importaciones de gas ruso dentro de dos años.
     
    Italia, uno de los mayores compradores de gas ruso en Europa antes de la invasión rusa de Ucrania, será independiente del gas de Moscú para el invierno de 2024/2025, dijo en enero de este año el director general de Eni, Claudio Descalzi.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Gas Natural llega a Ituango

    En la localidad de Ituango un 80% de las familias del casco urbano se conectarán al servicio de gas natural. Las obras benefician a cerca de 1.800 familias. “Con más familias conectadas al servicio de gas natural, seguimos aportando en la reducción de la desigualdad en el país”, afirmó Tomás González.

    El Ministro de Minas y Energía Tomás González Estrada celebró la entrega de las obras de gas natural para el municipio de Ituango y anunció que el proyecto hidroeléctrico en esta zona permitirá el desarrollo social de los 12 municipios que se encuentran en inmediaciones del proyecto.
     
    Las obras de gas natural recibieron una inversión por más de $900 millones y podría beneficiar a cerca de 1.800 familias del casco urbano de la localidad. “Ituango es el primer municipio del área de influencia de la Hidroeléctrica conectado al servicio, pero no será el último, porque queremos seguir llevando gas natural y todas las formas energéticas a todos los antioqueños (…) Una región con más personas conectadas al servicio de gas natural es un país más equitativo y con mayores oportunidades para sus habitantes”, resaltó el ministro González.
     
    Al evento también asistieron la embajadora de Suecia Marie Andersson de Frutos, el Alcalde de Medellín y Presidente de la Junta Directiva de EPM,  Aníbal Gaviria Correa, el Gerente de EPM, Juan Esteban Calle Restrepo y Jaime Montoya Londoño, Alcalde de Ituango.
     
    Sobre el proyecto de Hidroituango, Tomás González destacó que el Gobierno Nacional quiere seguir incentivando la generación eléctrica a partir de recursos renovables limpios y eficientes. “Con hidroeléctricas como la de Ituango, lograremos mayor competitividad y seguridad energética. Además, se logrará generar cerca de 7.000 empleos directos y 25.000 indirectos”, explicó.
     
    Además de la entrega de las obras de gas natural, el ministro González también asistió, en San Andrés de Cuerquia, a la entrega del nuevo barrio Jardines de San Andrés para 16 familias del municipio, y al inicio de la  entrega de 120 viviendas de ALDEAS, programa de  EPM que busca construir viviendas de madera para familias en condiciones de alta vulnerabilidad.
     
    En esa misma región, el Ministerio de Minas y Energía terminó el proyecto de construcción de redes eléctricas en las veredas de la  Cienaga, La María, Los Galgos, Maniceros, Media Falda y Tinajas, que contó con un aporte de la entidad de más de $1.115 millones. “No queremos que haya un solo colombiano sin recursos energéticos en su hogar. Más energía significa mejor calidad de vida para todos”, concluyó el ministro.
  • 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.
     
  • 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
  • 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
     
  • Industria energética de Colombia sí contempla importación de gas de Venezuela

    En el más reciente Informe de Gas Natural, con corte a 2022, Promigas expuso una serie de elementos que el Gobierno de Colombia y el sector deberían tener en cuenta para garantizar la seguridad y autosuficiencia energética: entre ellas la importación de gas de Venezuela.
    “Desde el momento en que el Gobierno Nacional anunciara a través de varios de sus funcionarios, la posibilidad de importar gas desde Venezuela, se abrió el debate y muchos agentes del sector anunciaron sus críticas a esta intención de política energética, aduciendo las implicaciones que conllevaría perder la autosuficiencia energética y los incrementos en el precio a usuarios finales que se estiman”, cita el informe.
     
    Y es que esta idea se reforzó como consecuencia de la reducción de las reservas -según el reporte de 2022- y la oferta local del gas tras la implementación de la política antes tratada: la no asignación de nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos.
     
    Para el presidente de Promigas, Juan Manuel Rojas, es necesario explorar la posibilidad de traer gas de Venezuela. “No debemos cerrarnos esa puerta, todas las opciones y alternativas deben estar sobre la mesa porque debemos garantizar la sostenibilidad de la matriz energética de los colombianos”.
     
    Rojas se refiere a recursos internos -el autoabastecimiento- tanto continentales (costa adentro) y en el Caribe colombiano (off shore y/o costa afuera), pero también a las posibilidades de seguir importando gas: tanto desde la regasificadora SPEC, la posible Regasificadora del Pacífico y por el gasoducto que hay entre Venezuela y Colombia.
     
    “Solo pensar en viabilizar esta opción pone de presente que transcurridos más de 18 años de la firma del acuerdo (2004) con el que se dio paso a ello, el vecino país aún no cumple con los requisitos inicialmente pactados”, destaca el Informe.
     
    Agrega que, desde mediados de 2015, “cuando se dieron por terminadas las exportaciones de gas de Colombia a Venezuela, el país quedó a la espera de que estos flujos se revirtieran y así poder incorporar ciertas cantidades de gas a la oferta nacional”.
     
    Según el documento, el inicio de estas importaciones se fue dilatando en el transcurso de los años por diferentes motivos expuestos por el Gobierno venezolano y su estatal PDVSA:
     

    -Primero, aspectos climáticos (fenómeno de El niño), después técnicos

    -Segundo, la ruptura de las relaciones diplomáticas y comerciales entre los dos gobiernos a mediados de febrero de 2019, restablecidas en agosto de 2022
    Aunque la propuesta se deja sobre la mesa, el Informe de gas natural también dice que, a junio de 2023, no se tiene certeza de cuándo podrían comenzar las importaciones y mucho menos aspectos importantes como volúmenes a suministrar y metodología para la fijación de precios.
     
    De hecho, recientemente, en entrevista con Valora Analitik el ministro de Minas y Energía de Colombia, Omar Andrés Camacho, aseguró que, por ahora, no está contemplada la importación de gas de Venezuela y aclaró que “nunca ha sido una opción”.
     
    Infraestructura construida para la importación de gas natural de Venezuela
     
    Para esta operación PDVSA construyó el gasoducto Antonio Ricaurte, inaugurado en octubre de 2007, por los presidentes: Álvaro Uribe y Hugo Chávez, con la apertura de la válvula en el campo Ballena, en La Guajira colombiana.
     
    Este gasoducto tiene una longitud de 224,4 km, de los cuales 88,5 km son en territorio colombiano, una capacidad de 500 Mpcd y la inversión fue de US$335 millones.
     
    De acuerdo con el Informe, esta operación de comercio internacional de gas entre Colombia y Venezuela, desde un principio, resultó muy atípica por las aristas que de ella se desprendían.
     
    La principal particularidad de este acuerdo de suministro radicó en su estructura a dos tiempos: Colombia comenzaba exportando gas a Venezuela por cuatro años (2008-2011), para luego revertir estos flujos a partir de 2012, cuando Venezuela pasaba a exportar gas a Colombia durante 16 años.
     
    Con este acuerdo, en teoría, se vislumbraba una relación “gana–gana” para ambos países. Por un lado, Colombia colocaba su excedente de producción y se preparaba para cubrir su déficit de gas, proyectado, en ese entonces para 2018.
     
    Y, por otro, Venezuela no solo cubría parte de su déficit, sino que aseguraba mercado para su gas natural proveniente de proyectos en desarrollo que, según estimaciones de PDVSA, estarían en su etapa productiva en 2012.
     
    En el cuadro anterior se aprecia cómo fue el comportamiento de las exportaciones de gas hacia Venezuela durante los 7,5 años que se dieron, aun cuando en principio solo estaban proyectadas para cuatro años.
     
    En él se observan precios de venta y volúmenes entregados, los cuales, cuando se contrastan con los volúmenes comprometidos para cuatro primeros años, verifican la totalidad de los cumplimientos, aun con cantidades excedentes. Para la fijación del precio de este gas exportado a Venezuela se tomaba como referencia el precio en boca de pozo del gas de La Guajira.
     
    Situación actual
     
    De acuerdo con el InfoGas 2023, para Colombia, importar gas de Venezuela es y será siempre una posibilidad latente de la cual no puede abstraerse el sector.
     
    Los reparos a esta política nacen cuando “se intenta forzar y anticipar en el tiempo dichas importaciones como consecuencia de la negativa de otorgar nuevos contratos de exploración y explotación de petróleo y gas, poniéndole freno a la inversión en el sector y, por ende, a la producción nacional de gas”.
     
    El documento asegura que, más allá de la situación política y de las dificultades en materia económica que vive el vecino país desde hace más de una década, en el mediano y largo plazo lo que debería primar es la ley de oferta y demanda, y, tal como lo vaticinan muchos expertos del sector gas del continente, tarde o temprano Venezuela está llamada a ser el gran abastecedor de gas natural, no solo de Colombia, sino de toda la región.
     
    Ahora bien, aun cuando, la saliente ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, en sus primeras declaraciones después de su posesión, afirmó que, si llegase a escasear el gas natural en Colombia, Venezuela sería una opción para comprar, existe una serie de reparos e interrogantes que ponen en entredicho la viabilidad de esta opción antes de por lo menos cuatro años.
     
    Entre los reparos e interrogantes que surgen están, por un lado, los aspectos intrínsecos de las importaciones como tal, y, por otro, cuál sería el impacto para los usuarios del país de tener que pagar por un gas comprado en el exterior.
     
    Lo primero, tal como se observa en el cuadro anterior, el Informe aclara que, hasta el momento, Colombia nunca ha comprado gas venezolano, y entre los deberes que se necesita para ello están:
     
    En Venezuela:
     
    Adecuar las condiciones de la calidad de la molécula de gas porque no cumple con los estándares para entrar al SNT de Colombia, básicamente, retirar CO2 y subir la presión y el punto de rocío.
     
    Desarrollar nueva infraestructura que conecte los campos de producción de gas natural que se encuentran al oriente del país con el gasoducto Antonio Ricaurte en Maracaibo (Zulia), en el occidente venezolano.
     
    Ejecutar millonarias inversiones que permitan una readecuación del gasoducto Antonio Ricaurte, inactivo desde 2015, para una eventual exportación a Colombia.
     
    En Colombia:
     
    Adquirir y adecuar los equipos y redes que harían posible estas importaciones. Su desarrollo tomaría al menos cuatro años de la mano de millonarias inversiones.
    El gasoducto, también denominado Transcaribeño, con una extensión de 225 km, 89 de ellos en territorio colombiano, pasa por una zona con más de 60 comunidades Wayuú que se han opuesto a la obra y exigen nuevas consultas previas.
     
    En Colombia:
     
    En lo que hace referencia al tema del precio que se estaría pagando por el gas proveniente de Venezuela, existe mucha incertidumbre, dado que, al parecer, contractualmente no se definió una metodología específica para ello.
     
    No obstante, en septiembre de 2022, Naturgas advirtió que el impacto en el precio final a los usuarios residenciales con este gas importado podría llegar a ser hasta cinco veces mayor frente al valor actual.
     
    Por Yennyfer Sandoval para Valora Analitik.
  • 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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  • 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 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 guerra, el invierno y los desafíos de la cadena de suministro amenazan la estabilidad de los precios del gas en Europa

    Noviembre en Europa suele ser el comienzo de la temporada de calefacción propiamente dicha. Incluso con un verano prolongado y un comienzo suave del otoño, a finales de noviembre las temperaturas invernales bajan y la calefacción aumenta. Y los precios de la gasolina empiezan a subir.
    El año pasado, Europa tuvo suerte con un invierno más suave de lo habitual. Este año, las cosas se ven diferentes. Por ahora, las cavernas de almacenamiento de gas de Europa están llenas hasta el borde gracias a un flujo constante de GNL estadounidense. Pero ahora que ha comenzado la temporada de mayor consumo, la demanda aumentará, al igual que la demanda en Asia. Y a pesar de la amplia oferta de GNL a nivel mundial, los precios aún podrían dispararse, potencialmente mucho.
     
    La amplia oferta antes mencionada ha sido la razón por la que los precios del GNL se han suavizado en las últimas semanas. Sin embargo, la vulnerabilidad del mercado (especialmente del mercado europeo) ante cualquier suceso que pueda influir en los precios quedó muy clara a principios de esta semana cuando los precios de referencia europeos se dispararon después de que se conoció la noticia de que los hutíes se habían apoderado de un buque de carga en el Mar Rojo.
     
    El barco estaba vinculado a una compañía israelí y, debido a esto, fue ampliamente visto como una señal de una posible escalada de la guerra en Medio Oriente. La reacción de Israel fue culpar a Irán por la incautación, mientras que Irán negó cualquier participación. Ambas partes utilizaron un lenguaje fuerte en sus respectivas declaraciones.
     
    Tras la noticia, los precios del gas en Europa aumentaron aproximadamente un 3%, mientras que los precios del gas en Estados Unidos incluso bajaron un poco, lo que  pone de relieve  una vez más la diferencia fundamental entre ser un productor autosuficiente de un producto básico y depender de las importaciones.
     
    Sin embargo, incluso con un mayor riesgo geopolítico en Medio Oriente, algunos en la industria del comercio de gas creen que es poco probable que los precios del GNL suban mucho más, según S&P Global. El servicio Commodity Insights de la compañía  informó  esta semana que algunos comerciantes señalan el suministro como la razón del impacto limitado de las noticias sobre el transporte marítimo en los precios del GNL.
     
    Otros, sin embargo, señalan que las noticias sobre transporte marítimo se han vuelto muy importantes para todo tipo de productos ahora que el movimiento a través del Canal de Panamá ha sido restringido, y se percibe que el movimiento a través del Canal de Suez se ha vuelto más riesgoso debido a la guerra entre Israel y Hamas.
     
    La situación del Canal de Panamá, resultado de una sequía prolongada que ha reducido los niveles de agua en el canal, ya ha hecho subir las tarifas de flete para todos los buques. No toda la carga de GNL estadounidense pasa por el Canal de Panamá, pero los envíos a Asia sí lo pasan. Sin embargo, con las nuevas restricciones en vigor, algunos, como los compradores surcoreanos, han optado por sustituir la ruta del Canal de Panamá por una que pasa por el Canal de Suez. Con la incautación del barco en el Mar Rojo, algunos compradores también pueden ponerse nerviosos por esta ruta.
    Mientras tanto, otros compradores asiáticos de GNL estadounidense también están  buscando  rutas alternativas, ya que el movimiento limitado en el punto clave entre América del Norte y del Sur no parece que se vaya a resolver rápidamente. Esto también aumentaría las tarifas de flete, incluso si el suministro de GNL en sí mismo es abundante.
     
    Hablando de suministro, puede que sea abundante, pero como demostró la interrupción del suministro en Freeport el año pasado, esta abundancia está a un corte de distancia de una interrupción y un aumento de precios. El pasado mes de junio, Freeport LNG  sufrió  una explosión que cerró la instalación por el resto del año. Sólo reabrió sus puertas en febrero de este año. Freeport había representado una décima parte de las importaciones europeas de GNL antes de la explosión y jugó un papel importante en el aumento del precio del gas en verano.
     
    Con la llegada de las temperaturas invernales, los precios del gas podrían subir más, al menos en Europa, simplemente por el aumento de la demanda y a pesar del almacenamiento completo: las retiradas de este almacenamiento ya han comenzado, como es habitual  en  esta época del año. Los precios globales pueden ser más resistentes, pero el riesgo de alza persiste debido a los desafíos del transporte marítimo y al mayor riesgo de perturbación en Medio Oriente.
     
    Por Irina Slav 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 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 ambiciones canadienses de GNL están destinadas a remodelar el mercado mundial del gas

    El proyecto canadiense LNG Canada, respaldado por importantes empresas energéticas, está a punto de completarse y se espera que comience a enviarse en 2025.
    Durante el último año, Estados Unidos ha estado aumentando su producción de gas natural, con planes para desarrollar varias instalaciones más de GNL en el sur del país. 
    Pero parece que no es el único país que tiene grandes ambiciones de gas, ya que Canadá continúa trabajando en una nueva y enorme instalación de exportación. Canadá lleva mucho tiempo planeando convertirse en exportador de GNL y, gracias al nuevo desarrollo, sus ambiciones están cada vez más cerca, con el potencial de respaldar el dominio de América del Norte en la industria mundial del gas. 
     
    Los líderes de la industria petrolera en Canadá han presionado durante mucho tiempo para la construcción de una instalación de exportación de GNL para asegurar la posición del país en el mercado energético mundial, a medida que la demanda de crudo, particularmente las arenas petrolíferas canadienses con alto contenido de carbono, comienza a disminuir. 
     
    El alejamiento global del suministro de gas ruso ha dejado la puerta abierta a productores y exportadores alternativos. El director ejecutivo de la importante petrolera canadiense Enbridge. Greg Ebel,  afirmó : “El gas natural es un componente crítico en tantas regiones diferentes del mundo y seguirá siéndolo como parte de nuestros objetivos de sostenibilidad, como parte del respaldo de las energías renovables. Cada vez más personas quieren tener un mejor estilo de vida y eso significa energía barata, asequible y segura e inevitablemente, durante décadas y décadas por venir, eso implicará gas natural y petróleo”.
     
    Canadá es el quinto mayor productor de petróleo y gas natural del mundo y su producción de gas ha aumentado durante la última década. Se espera que los volúmenes de ventas de gas del país aumenten a alrededor de 21 mil millones de pies cúbicos (bcf) por día para 2030, un aumento desde los 17,5 bcf por día actuales. Sin embargo, su mercado de exportación se ha quedado rezagado respecto de otros países productores de gas.
     
    Ebel cree que las exportaciones de gas canadiense podrían reemplazar el carbón utilizado en otros países para ayudar a reducir las emisiones. Dijo: "Incluso con la expansión de Estados Unidos, todavía hay mucho espacio para que Canadá sea un actor serio".
     
    Canadá ahora tiene como objetivo convertirse en un importante exportador de GNL en los próximos años. LNG Canada, una empresa conjunta de Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi Corporation y Korea Gas Corporation, ha estado desarrollando la  primera instalación de exportación de GNL de Canadá en Columbia Británica. El grupo anunció en junio que  la construcción del proyecto estaba completa en más del 80 por ciento  y se estaban preparando para que comenzara a operar. Se espera que tenga una capacidad de producción de 14 millones de toneladas al año, con potencial de expansión en el futuro. 
     
    Una vez terminada la instalación, la planta incluirá una unidad receptora de gas natural y producción de GNL, una terminal marítima con capacidad para albergar dos buques metaneros, un muelle para remolcadores y líneas de carga de GNL, así como unidades de procesamiento de GNL, tanques de almacenamiento, un patio de ferrocarril, una instalación de tratamiento de agua y chimeneas de antorchas. Se espera que la primera fase comience los envíos en 2025, a la que seguirá el desarrollo de una segunda fase para duplicar la capacidad anual a 28 millones de toneladas. 
     
    El proyecto se planeó originalmente como una forma de  transportar grandes cantidades de gas metano  desde Canadá a Asia. Sin embargo, tras la guerra entre Rusia y Ucrania y la prisa por encontrar suministros de gas alternativos, el proyecto multimillonario ha evolucionado de manera diferente. Ahora se está desarrollando la instalación para que tenga dos unidades para convertir el metano en forma líquida para su envío.
     
    La instalación utilizará energía hidroeléctrica para hacer funcionar las turbinas que enfrían el gas a forma líquida, con el objetivo de reducir las emisiones de carbono. Pero esto requerirá la instalación de cientos de kilómetros de nuevas líneas de transmisión para llegar a la ubicación remota de la planta en la costa noroeste. 
     
    LNG Canada ha estado en conversaciones con la provincia y BC Hydro, una corporación energética estatal, sobre la gestión de las necesidades hidroeléctricas del sitio. El director ejecutivo de LNG Canada, Jason Klein,  declaró  : "Todas las partes entienden que una mayor electrificación de nuestra industria beneficiará a BC y el Primer Ministro ha sido bastante claro y coherente en que quiere que se realicen avances en este expediente". 
     
    La construcción de la primera instalación de exportación de GNL de Canadá podría respaldar el rápido desarrollo de la capacidad de gas natural de Estados Unidos para impulsar a la región de América del Norte a la cima de la cadena de GNL. 
     
    Durante el último año, varias grandes empresas de petróleo y gas han anunciado nuevos proyectos de GNL destinados a solidificar la seguridad energética de Estados Unidos y proporcionar una nueva cadena de suministro de gas tras la invasión rusa de Ucrania y las posteriores sanciones a la energía rusa. 
     
    Sin embargo, Estados Unidos ha sido  criticado  por aprobar tantos proyectos de GNL que están lejos de completarse, cuando faltan los primeros años de producción, lo que significa que podría contribuir a las emisiones de carbono a largo plazo y comprometer los compromisos climáticos del gobierno. 
     
    Existe un gran entusiasmo dentro de la industria canadiense del petróleo y el gas en torno a la construcción de la primera terminal de exportación del país. Este desarrollo podría ayudar a Canadá a desempeñar un papel importante en la expansión de la cadena de suministro de GNL de América del Norte. 
     
    Sin embargo, el nuevo proyecto de gas pone en duda algunos de los compromisos climáticos de Canadá, con el riesgo de estimular una dependencia a largo plazo de los combustibles fósiles, ya que la ampliación de la instalación podría tener lugar hasta bien entrada la próxima década.  
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com 
  • Las cinco tendencias de la industria energética mundial

    La firma inglesa Deloitte presentó su informe anual sobre cómo está el sector de energía en el ámbito global y cuáles son sus desafíos.
     
    Según el reporte 2014 Oil and Gas Reality Check, elaborado por Deloitte, la inclinación del mercado energético mundial hacia la adopción de combustibles más limpios y ecológicos, favorece el auge del gas natural, y en consecuencia, del gas natural licuado, dentro de un entorno universal en el que el uso de este combustible se está globalizando rápidamente.
     
    Igualmente,  el estudio señala que las repercusiones del auge energético de Norteamérica se están empezando a sentir en Oriente Medio, Rusia y China, debido a que está pasando de ser uno de los principales importadores, a convertirse pronto en exportador.
     
    Lo anterior impacta en nuevas fuentes de suministro, mayor competencia, la reconfiguración del panorama geopolítico global y la profundización de las interdependencias que existen hoy entre las naciones, dice el documento.
     
    Adi Karev, director global para la Industria de Petróleo y Gas en Deloitte, explica que “este año, los mercados energéticos han sido marcados por motivaciones geopolíticas y pragmatismo a un nivel nunca antes visto. Los efectos que se derivan de la revolución energética de Norteamérica serán sentidos tanto en una disminución en las tensiones asociadas al suministro energético en Eurasia, así como la continuación de los esfuerzos de Estados Unidos por mantener su rol como guardián del balance de poder global, frente al ascenso de China y la revitalizada influencia de Rusia en los asuntos mundiales”.
     
    Las tendencias
    Estas son las cinco tendencias clave presentadas por Deloitte, las cuales revelan los retos de la industria y la dinámica ante un nuevo panorama energético mundial, en el que se profundizan las interdependencias entre naciones y se fortalecen nuevos actores. 
     
    1. Energía global: la revolución norteamericana 
     
    Según proyecciones emitidas por la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), ese país está posicionado para convertirse, a finales de esta década, en exportador neto de gas natural, 
     
    2. Suministro de energía: nuevas fuentes, nueva geopolítica 
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) y Rusia han dominado el sector de las exportaciones de gas y petróleo por más de medio siglo. Hoy, los nuevos proveedores están retando su dominio, y en el proceso, alterando el actual entorno geopolítico. 
     
    3. Portafolio energético: un cambio en el orden global.
     
    El mercado energético global se está orientando hacia combustibles más limpios como el gas natural, el cual se está usando, cada vez más, en Norteamérica para la generación de energía, manufactura y transporte. Por su parte, Japón también tiene planes para incrementar la participación del gas natural en su mezcla de generación y Europa, continúa en su intención por adoptar combustibles más limpios.
     
    4. Producción energética: se necesitan nuevas estrategias de gestión de proyectos
     
    Las reservas de megaproyectos de gas y petróleo – aquellas que ascienden a más de 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP) – pueden ser agrupadas en tres categorías: proyectos tradicionales, nueva era y no convencionales. Los primeros comprenden actividades on shore, en aguas superficiales y crudo pesado; los segundos abarcan tecnologías para gas natural y licuado (LNG), gas a líquido (GTL), aguas profundas y el Ártico; y, los terceros, no convencionales, se refieren a esquistos, petróleo de formaciones.
     
    5. Nacionalismo energético: movido por la codicia, temor y orgullo
     
    El estudio de Deloitte indica que el nacionalismo de los recursos resulta de una fuerte pugna entre tres motivaciones muy humanas: el deseo de riqueza en la medida en que los recursos se monetizan (codicia); el deseo de seguridad energética toda vez que las sociedades modernas dependen excesivamente de la energía (miedo); y, el deseo de mantener la soberanía nacional sobre los recursos propios para así impulsar el propio desarrollo (orgullo). 
     
    Fuente: Dinero.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
  • 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 perforadores de petróleo y gas de EE.UU. quitan el pie del gas

    El número total de plataformas de perforación activas de petróleo y gas en Estados Unidos cayó esta semana, según nuevos datos que Baker Hughes publicó el viernes.
    El número total de plataformas cayó en 2 a 619 esta semana, en comparación con 759 plataformas en la misma época del año pasado.
     
    El número de plataformas petroleras se mantuvo igual esta semana después de aumentar en 2 la semana pasada, manteniéndose en 499, 100 menos en comparación con esta misma época del año pasado. El número de plataformas de gas se redujo en 2 esta semana a 117, una pérdida de 41 plataformas de gas activas respecto a esta misma época del año pasado. Las plataformas varias se mantuvieron en 3.
     
    Mientras tanto, la producción de petróleo crudo de Estados Unidos aumentó en 700.000 bpd a un promedio de 13,0 millones de bpd en la semana que finalizó el 26 de enero. Sin embargo, el gran aumento de la producción sólo se produjo después de una caída de 1 millón de bpd en la semana anterior, cuando una ola de frío dejó fuera de servicio la producción. Las tasas de producción en Estados Unidos todavía han bajado 200.000 bpd desde principios de año.
     
    El Frac Spread Count de Primary Vision, una estimación del número de cuadrillas que completan pozos que están sin terminar, aumentó en la semana que finalizó el 26 de enero. Las terminaciones aumentaron en 7 a 242 durante la semana.
     
    En el Pérmico se agregó 1 plataforma después de aumentar en 3 la semana anterior. El recuento en Eagle Ford disminuyó en 2 plataformas después de caer en 1 plataforma la semana anterior.
     
    Los precios del petróleo cotizaban a la baja el viernes por la mañana. A las 12:49 p.m., hora del Este, el índice de referencia WTI bajaba 1,49 dólares (-2,02%) ese día a 72,33 dólares, a pesar de la deprimida producción en Estados Unidos, una caída de más de 4 dólares semana tras semana a medida que se difundían rumores de que Hamas e Israel habían llegado a un acuerdo. a una propuesta de alto el fuego.  
     
    El índice de referencia Brent bajaba 1,39 dólares (-1,77%) hasta 77,31 dólares, una disminución de más de 4 dólares por barril respecto a hace una semana.
     
    Por Julianne Geiger 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.
     
     
  • 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 
  • 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 - El enigma de Pacific Rubiales

    De cómo la principal empresa privada del sector de los hidrocarburos en Colombia pasó de la bonanza petrolera a una situación de ajustes.

    Por estos días no hay encuentro entre inversionistas, reunión social, cotilleo entre periodistas o comentario empresarial que no tenga un denominador común: la verdadera situación del emporio petrolero Pacific Rubiales. Se trata del caso de la quinta empresa más grande del país, que sorpresivamente y en pocos meses pasó de la bonanza a un apretado ajuste de cinturón. Por eso, su futuro está rodeado de varios enigmas, al tiempo que sus directivos dan un parte de tranquilidad.

    La situación de la multinacional de los hidrocarburos tiene a los organismos de control con las alarmas prendidas y evaluando casi a diario el comportamiento de sus movimientos financieros y bursátiles. A mediados de esta semana, la Bolsa de Valores de Colombia ordenó aumentar las garantías para hacer operaciones con acciones de la compañía. La Superintendencia Financiera ratificó que está haciendo seguimiento con lupa al descenso del precio de la acción. La Superintendencia de Sociedades explicó que hay un monitoreo financiero y jurídico a Pacific Rubiales. En cuanto a las comisionistas de bolsa, algunas como Ultrabursátiles no recomiendan adquirir acciones de la petrolera.

    En el ámbito laboral, un pronunciamiento de la Unión Sindical Obrera (USO) dio cuenta del despido de 7.000 contratistas de la petrolera, un asunto que obligó a la intervención del ministro de Trabajo, Luis Eduardo Garzón, quien anunció que está estudiando una salida a la crisis. A esto se suma la preocupación de varios proveedores de la firma que le informaron a El Espectador que en unos casos fueron llamados para cancelar sus contratos, en otros para replantear sus condiciones y en los demás, como no había sucedido nunca, hubo demora en los pagos de sus servicios.

    La historia de lo que se conoce como un milagro empresarial data de 2003, cuando un grupo de cuatro profesionales venezolanos, inconformes con las políticas económicas del presidente Hugo Chávez y aprovechando la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, decidieron probar suerte en Colombia. A Ronald Pantin, Miguel de la Campa, José Francisco Arata y Serafino Iacono, conocedores de los secretos de la estatal Pdvsa, les sonó la flauta, tanto que un año después su empresa ya estaba cotizando en la Bolsa de Valores de Toronto (Canadá).

    Aunque desde 1995 ya le habían puesto el ojo a Colombia, con proyectos como la exploración del campo de gas La Creciente (Sucre), en 2007 encontraron la gallina de los huevos de oro: Campo Rubiales, en Puerto Gaitán (Meta). En un solo año perforaron 71 pozos aplicando las técnicas utilizadas en Pdvsa. En los años siguientes la producción creció exponencialmente y el negocio se extendió a diversas actividades en oro, carbón, energía, cultivos, medios de comunicación y hasta equipo de fútbol. En 2011 la compañía registró US$554 millones de utilidades y una producción diaria de 218.450 barriles de crudo.

    En medio de la bonanza empezaron a surgir problemas. El 2 de septiembre de 2011 la Superintendencia de Sociedades abrió investigación administrativa contra Pacific. Sus propietarios, en medio del auge empresarial, olvidaron registrar varias sociedades que crearon. La investigación culmino el 2 de febrero de 2012 y el organismo de control impuso sanciones por $100 millones a Pacific Rubiales Energy, Pacific Infraestructure, Pacific Coal Resources y Pacific Power Generation, por registrar de manera extemporánea su situación de control sobre varias subordinadas en la Cámara de Comercio, que habían sido creadas a mediados de 2008.

    Esa sanción, protestas de trabajadores de empresas contratistas de Campo Rubiales, visitas de la DIAN para verificar el pago de impuestos de renta y ventas, reportes de la Contraloría y diferencias con Ecopetrol por el contrato de explotación del bloque Quifa, pusieron a la petrolera en el ojo del huracán. Al punto que la pelea se puso al rojo vivo entre los abogados representantes de Pacific, Néstor Humberto Martínez y Jaime Lombana, contra las decisiones del entonces superintendente de Sociedades, Luis Guillermo Vélez.

    Pese a las dificultades, la empresa se siguió extendiendo. Todo sobre la base de una producción de crudo estable y precios del barril por encima de los US$100. De esta manera, en mayo de 2012 adquirió Petromagdalena y en septiembre de 2013 compró Petrominerales, para citar dos ejemplos. Una bonanza que seguía dando para todo: viajes internacionales, exóticas fiestas, publicidad a granel, nombramientos de encumbrados y costosos asesores para todo tipo de gestiones, patrocinios en múltiples eventos sociales y deportivos y una serie de obras a través de un fortalecido equipo de programas en responsabilidad social.

    Pero fue en junio del año pasado cuando las cosas empezaron a tomar un rumbo diferente. En los mercados bursátiles internacionales más representativos en el mundo, Nueva York y Londres, el barril de crudo superaba los US$100. Entre tanto, en el mercado colombiano la acción de la petrolera Pacific Rubiales se tasaba en cerca de $41.500.

    Sin embargo, desde mediados del año pasado los precios internacionales del petróleo empezaron a caer de manera significativa. Al cierre de esta edición el barril de petróleo se cotizaba en US$57,80 y la acción de Pacific Rubiales llegó a los $9.190, con una ligera variación a la baja.

    Según los expertos en el tema, la caída internacional en los precios del petróleo obedece a que hay una desaceleración de la economía en los países de la Unión Europea y disminución de las metas de crecimiento para la China. Esta situación ha generado un conflicto interno en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y Arabia Saudita por continuar manteniendo su participación en el mercado, lo que ha generado que los precios caigan en picada.

    Con la disminución de los precios, todas la previsiones económicas empezaron a variar y lentamente y, como en un castillo de naipes, desde gobiernos hasta muchos empresarios de los hidrocarburos manejan una fuerte tensión por la incertidumbre de un mercado que según las proyecciones del Gobierno, la Administración de Energía de Estados Unidos y la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) mantendrá en este y el año entrante un precio por barril que oscilará entre los US$54 y US$71.

    Tres hechos significativos han marcado el nerviosismo entre los empresarios de los hidrocarburos. Según la ACP, varias compañías del sector están cerrando pozos y campos de producción que generan una baja rentabilidad. En los últimos meses, a la Superintendencia de Sociedades acudieron cerca de 15 empresas petroleras con el propósito de iniciar gestiones para ingresar en la ley de reorganización empresarial. En el caso de Pacific Rubiales, El Espectador conoció que hace dos semanas, en una reunión de directivos, uno de ellos expresó su preocupación y manifestó sus dudas frente a los resultados financieros de la empresa a finales del año.

    En cuanto al Gobierno, a través de los ministerios de Hacienda y Minas se ha señalado que por los precios se han disminuido las metas de crecimiento del país y se prepara un plan de choque que tiene como propósito mantener la producción de crudo, buscar una solución efectiva a los despidos de trabajadores de la industria y reducción de los costos en el sector y en la estatal Ecopetrol, que también ha sufrido los impactos de la crisis.

    Hoy, Pacific Rubiales tiene varios clientes a quienes responderles. Canadienses que tienen bonos por US$4.000 millones. Accionistas que casi en un 90% son también canadienses. El otro 10% corresponde a comisionistas de bolsa y sus clientes y en una pequeña proporción personas naturales en Colombia.

    Sin embargo, inquietan los conceptos de varios expertos que coinciden en que Pacific podría entrar en cesación de pagos en razón a que la compañía tiene alto nivel de endeudamiento y la caída en los precios del crudo le puede generar un grave problema de iliquidez. A ello se suma la declaración de cesación de pagos (default) de su socia Gran Colombia Gold. Con un factor adicional y es que no se sabe qué va a pasar con la ampliación del tiempo para operar Campo Rubiales, el negocio con el cual se volvieron exitosos. También el hecho de que consideran que la empresa ha sido poco austera.

    Desde hace tres semanas los directivos de la compañía han salido públicamente a afrontar la situación. Han señalado que están tranquilos, que ya han tomado medidas de choque y que tienen una compañía sólida para afrontar la situación. Pese a ello, el futuro de la exitosa Pacific Rubiales es un enigma y el país aún no olvida el drama de Interbolsa.

    Los vigilantes

    Gerardo Hernández - Superintendente Financiero

    “Hemos intensificado las acciones de vigilancia en el caso de Pacific, pidiendo información, supervisando y requiriendo a sus directivos para que informen al mercado sus transacciones, y han cumplido los requerimientos”.

    Juan Pablo Córdoba - Presidente de la Bolsa de Valores de Colombia

    En carta del 3 de febrero la entidad señaló: “Se informa que a partir del próximo 4 de febrero el porcentaje de castigo aplicable a las operaciones repo sobre la especie PREC es de 40% y el porcentaje de cobertura para operaciones TTV sobre dicha especie es de 140%”.

    Francisco Reyes - Superintendente de Sociedades

    “Estamos muy pendientes de la situación de Pacific, ejerciendo funciones de monitoreo financiero y jurídico dentro de nuestras competencias”.

    Respuestas de Pacific Rubiales

    ¿Cuál es la real situación financiera de la compañía, por qué se habla de un alto endeudamiento?

    La situación financiera de Pacific está bajo control. A pesar de varios rumores del mercado, toda la deuda importante que teníamos a corto plazo la diferimos en el largo plazo. En bonos, nuestro endeudamiento asciende a 4.000 millones de dólares que se vencen en 4 etapas, la primera solo hasta el año 2019, y luego vencimientos en 2021, 2023 y 2025, con lo cual tenemos despejado ese horizonte durante un buen tiempo. Le doy una noticia, esta semana que terminó acabamos de pagar la mayor parte de la deuda de Pacific con la banca colombiana a pesar de falsas afirmaciones sobre la posibilidad de no hacerlo.

    En cuanto al endeudamiento, a la fecha nuestro índice de deuda/Ebitda es aproximadamente 1,7:1, muy por debajo de la restricción (la mitad) establecida en los acuerdos de emisión que es de 3,5:1. Es decir que con las cifras actuales, podríamos subir a más de 5.000 millones nuestro endeudamiento, pero por ahora no necesitamos más créditos.

    ¿A qué se debe la volatilidad de la acción y su reducción de precio en el último año?

    El comportamiento de la acción de Pacific, así como el de la gran mayoría de las compañías petroleras listadas en bolsa, está totalmente ligado a la caída del precio internacional del petróleo. Esta semana se pudo ver con claridad que cuando el precio internacional del petróleo sube, las acciones van al alza y por eso las tres empresas petroleras listadas en la bolsa de Colombia, recuperaron gran parte del terreno que habíamos perdido desde que empezó el año.

    ¿Qué está pasando en el tema laboral, la USO habla de 7.000 despidos?

    Pacific tiene aproximadamente 3.150 empleados que no se han visto afectados. Ni uno solo de ellos está afiliado al sindicato de la USO. Dada la coyuntura de precios Pacific, como todas las compañías del sector, hemos anunciado el aplazamiento de algunos proyectos con el objetivo de concentrar todos los recursos en mantener y aumentar la producción de crudo y por ello, muchas obras dentro de los campos se han visto afectadas. Lo anterior conduce a la no contratación de empresas de servicios (como construcción de vías, infraestructura eléctrica, construcción de tanques, entre otras), que son las generadoras de estos empleos y son quienes deciden la reubicación o no de las personas.

    Sin embargo, conscientes del impacto de la coyuntura petrolera, la compañía está trabajando junto con el Ministerio de Trabajo; el sindicato de la UTEN (que agrupa a más del 50% de los empleados de Pacific y un importante número de empleados de compañías contratistas), y los gremios del sector en la evaluación de medidas que permitan hacer frente a las crisis e impactar de la menor manera posible el talento humano.

    Varios contratistas se quejan de retraso en los pagos y renegociación de contratos ¿Qué está pasando?

    A todos nuestros contratistas les estamos cumpliendo con el pago de las obligaciones y lo seguiremos haciendo. En Pacific empezamos a tomar medidas para enfrentar la nueva realidad. Hemos estado empeñados en un proceso de reducción de costos, de manejo de pasivos y de venta de activos no esenciales para fortalecer nuestra posición. Redujimos actividades, personal externo, no renovamos contratos a término fijo y hablamos con los contratistas para revisar costos y condiciones de pago por sus servicios. Hoy en día, puedo decir con mucho orgullo que estamos fortalecidos en este aspecto.

    Algunos comisionistas de bolsa recomiendan no comprar acciones de Pacific, que opinan de esa recomendación?

    Que deben revisar las cifras de la compañía para que asesoren de la mejor manera a los inversionistas. Tal y como lo destacó un medio de comunicación esta semana, en promedio las 27 firmas analistas que siguen el comportamiento de la acción de Pacific en la Bolsa de Colombia, le dan un valor de más del doble de su cotización actual a pesar de la crisis mundial que afecta al sector petrolero. Por ello quiero reiterar el mensaje de tranquilidad. Tenemos la situación bajo control y vamos bien, incluso en estas difíciles circunstancias.

    ¿Qué instrucciones han recibido por parte de la Superintendencia Financiera frente a la actual situación de Pacific?

    Hemos atendido todos los requerimientos de la Superintendencia Financiera cuando lo han solicitado.

    ¿Cuál es su mensaje para el mercado, los inversionistas y el país?

    Pacific es una compañía dirigida por un grupo de profesionales con la mayor experiencia en la industria, muchos de ellos han enfrentado 7 crisis de precio internacional a lo largo de más de 40 años de carrera. Por eso es que reaccionamos primero que nadie a los cambios. Tenemos la situación controlada, y quiero reiterarles que nos mantenemos firmes en Colombia que ha sido el motor de nuestro crecimiento, cumpliendo con nuestro mejor esfuerzo con los compromisos de sostenibilidad. Es verdad que no seremos tan rentables como cuando el barril estaba a 100 dólares, pero esa es una realidad que nos toca a todos. Aun así, nuestras cifras son sólidas y ya los hechos demostrarán que esta oleada de rumores y nerviosismo que se ha visto expresada en la bolsa, realmente no tiene justificación alguna.


    Fuente: Elespectador.com / Norbey Quevedo Hernández

     

  • Pacific subvencionó entre el 40% y el 80% de los costos de la conexión Interna de Gas Natural

     Pacific subvencionó entre el 40% y el 80% de los costos de la conexión interna.
     
    Cerca de 2 mil personas en el área de influencia del Campo la Creciente en el  municipio de San Pedro en Sucre, se benefician actualmente con la conexión al servicio de gas natural domiciliario, informó Alejandro Jiménez, Gerente de Responsabilidad Social Corporativa de Pacific.
     
    El funcionario manifestó que este proyecto, con el cual se da cumplimiento a los acuerdos pactados con las comunidades del corregimiento San Mateo y la Vereda Rovira en San Pedro, "es un claro ejemplo de que actuar juntos es la manera más eficiente para generar desarrollo en las comunidades. En el caso del programa de gasificación, nos unimos la empresa privada, el municipio, Surtigas  y la comunidad. Todos aportamos".
     
    La comunidad asumió el restante de los costos de la conexión, luego del aporte de Pacific, "nosotros pagamos gustosos la cuenta mensual pues la llegada del gas nos cambió la vida y al menos en este corregimiento somos conscientes de que todo no puede ser regalado y que nosotros también debemos poner de nuestra parte", señaló Miguel Erazo, Presidente de la Junta de Acción Comunal del Corregimiento San Mateo, en San Pedro.
     
     
    Pacific Rubiales
  • Por ahora PDVSA no entregará Gas a Colombia

    De acuerdo con comunicación enviada por PDVSA el pasado 30 de diciembre, la empresa no iniciará la entrega de gas a Colombia desde el 1 de enero de 2016 debido “al comportamiento de la generación de energía eléctrica, derivada de la variabilidad climática” en el vecino país.
     
    La importación de gas de Venezuela hace parte de un acuerdo entre los dos países cuyo fundamento es establecer una relación de mutuo beneficio y bajo el cual Colombia exportó gas durante aproximadamente ocho años; Venezuela debe hacer lo propio una vez desarrollados sus proyectos de producción.
     
    El contrato especifica la entrega de 39 millones de pies cúbicos al día desde Venezuela, que corresponden a un poco más del 3 por ciento de la oferta diaria en Colombia.
     
    Durante 2015, Ecopetrol realizó las gestiones conducentes a recibir el gas en 2016, dando cumplimiento a los requerimientos regulatorios, comerciales, técnicos y operativos, para garantizar la puesta a punto del sistema en la fecha prevista.
     
    Ante la nueva situación, Ecopetrol ha solicitado a PDVSA GAS informar prontamente la nueva fecha en que podrá iniciarse dicha operación.
     
    Cabe resaltar que este contrato preve este tipo de situaciones, en las que se da prelación a la atención de la demanda interna. Ecopetrol está atento a la evolución del diálogo con PDVSA GAS, e informará oportunamente cualquier novedad.
     
    paisminero.co
  • 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 metro cúbico de gas ha aumentado hasta 45% en un año

    De acuerdo con datos de la Superintendencia de Servicios Públicos, Bogotá es la ciudad con mayor alza.
    Durante los últimos 12 meses, el costo del servicio público de gas natural ha tenido un incremento de 20,7% de acuerdo con los datos del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane).
     
    Según el más reciente informe de inflación de la entidad estadística, el gas es el servicio con mayor incremento anual entre abril de este año frente al mismo mes del año pasado, superando a la electricidad (19,5%).
     
    Al analizar los datos de la Superintendencia de Servicios Públicos, se evidencia que cada mes este energético ha tenido un alza. Una de las más altas es la que se ha registrado en Bogotá, donde opera Vanti, cuya variación desde febrero de 2022 hasta 2023 acumula ya 45,9%.
     
    La compañía explicó que los aumentos se deben en parte al alza del dólar, dado que los contratos de producción y transporte se pagan en esta moneda. Cabe recordar que la divisa ha tenido un comportamiento alcista en los últimos meses.
     
    En febrero de este año, el promedio de la Tasa Representativa del Mercado fue de $4.803,11, que significó un incremento 22% frente a la TRM del mismo lapso del año pasado, que fue $3.935,84.
     
    Por otra parte, Vanti señala que otro factor impactando al alza este servicio público es la indexación del IPP, que aplica para el componente de la distribución. Este ha venido en una senda creciente, que también impactó los precios de la electricidad.
     
    Estas subidas a doble dígito en el gas natural distribuido por red se ven también en todas las ciudades principales. Por ejemplo, Cúcuta muestra una variación de 25,5%; Riohacha de 24,5%; Cartagena y Montería de 22,8%, y Cali de 22,5%.
     
    Un caso atípico es el de Bucaramanga, que entre febrero de 2022 y de este año evidencia una variación negativa de 1,6%. Esto, puesto que el metro cúbico en el segundo mes del año pasado fue de $2.125, lo que representa $33,3 por encima de lo facturado por unidad este año.
     
    Ahora bien, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, destacó que si bien el precio ha tenido un comportamiento alcista, lo cierto es que en abril se empezó a notar una desaceleración.
     
    “El último reporte sobre IPC del Dane muestra que la inflación de gas, que incluye gas natural y gas licuado de petróleo (GLP) en cilindro, bajó. La variación de marzo a abril fue negativa (cayó 1,59%) y la variación anual a abril fue del 20,77%”, afirmó.
     
    En el cuarto mes del año, la inflación cedió por primera vez desde hace 23 meses. Este comportamiento se explicó por el precio de los alimentos, aunque también los servicios públicos.
     
    De hecho, Murgas apunta que “el gas natural y GLP en cilindro contribuyeron con la reducción de la inflación anual total nacional, registrada en abril del 12,82%, lo cual es una muestra de que el IPC empieza a ceder”.
     
    Ahora bien, Vanti explicó que el precio del metro cúbico de gas natural está completamente regulado mediante la fórmula tarifaria establecida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg).
     
    “Las tarifas no dependen de las distribuidoras, pues todo es regulado y lo que se hace es aplicar la formula de la Creg para fijar la tarifa mensual”, explicaron.
     
    Esta aplica para todo el territorio nacional, como ocurre con el precio de la energía eléctrica.
     
    De hecho, en el establecimiento de los precios de este servicio público se tienen en cuenta los componentes de suministro, transporte, distribución y las pérdidas reconocidas. Adicionalmente, dependiendo del estrato socioeconómico de los hogares se aplica un subsidio o una contribución.
     
    Por ejemplo, para el caso de los hogares de estrato 1, la Nación aporta hasta 60% del consumo de subsistencia; para el estrato 2, esto se reduce a 50% de este consumo.
     
    Por su parte los estratos 3 y 4 pagan la tarifa plena. Es decir sin subsidio y sin aporte. Sin embargo, los estratos 5 y 6 sí tienen una contribución de 20% por encima del valor pleno.
     
    Piden más subsidios al GLP
     
    En Colombia, cerca de 20,9% de los hogares utiliza el gas licuado de petróleo (GLP) como el energético para cocinar. De acuerdo con Gasnova, gremio de los distribuidores de GLP, se debería aplicar en todo el país un subsidio para los estratos 1, 2 y 3, dado que es el único servicio público sin una estrategia de subsidios. En caso de ser aplicado en los departamentos de muy alta viabilidad, tendría un costo fiscal anual de $70.132 millones.
     
    Si se aplica también en los de alta viabilidad, sumaría $153.643 millones cada año. Alejandro Martínez, presidente del gremio, dijo que esto contribuiría a lograr las metas de descarbonización, al reemplazar leña
    y combustibles contaminantes.
     
    Por Daniela Morales Soler para Portafolio.
  • Precios del gas de La Guajira, por las nubes

    El Mercado del Gas Natural reportó que el combustible del campo Ballenas se vendió hasta por más de US$ 7 por millón de BTU.
     
    foto: elespectadorfoto: elespectadorEl aumento de la demanda de gas en la Costa Atlántica y el recurso cada vez más escaso en esta región del país, ha elevado considerablemente los precios de este hidrocarburo en lo corrido del año.
     
    Esto quedó en evidencia en el primer reporte presentado ayer por el Gestor del Mercado del Gas Natural en Colombia, que reveló que en un tipo de contratos el gas producido en el campo Ballena, en La Guajira, llegó a venderse en 7,5 dólares por millón de BTU (que es la unidad con la que se mide el potencial calorífico de este combustible).
     
    El fenómeno se dio en los contratos con interrupciones, que son aquellos donde las partes acuerdan que con previo aviso se puede detener el suministro del gas. El precio, en el caso de Ballena, subió un dólar con respecto a lo registrado en enero de este mismo año.
     
    En el campo Cusiana, mientras tanto, el precio para este tipo de contratos se pactó en 3,10 dólares por millón de BTU.
     
    El Gestor del Mercado de Gas Natural es la entidad que se encarga de registrar las transacciones para compra y venta de gas y también para negocios de transporte del hidrocarburo.
     
    De acuerdo con los datos reportados, en el primer semestre se pactaron 4.407 contratos, la mayoría de suministro, que provienen de 23 campos en el país.
     
    El Gestor reportó que el precio promedio del gas fue de 4,52 dólares por millón de BTU, en las distintas modalidades de contratos existentes. El gas de La Guajira representa el 39 % del volumen de este tipo de combustible contratado; Cusiana 30 % y la Creciente 11 %.
     
    Fuente: Portafolio.co
     
  • Preocupación por oferta y demanda de gas

    Durante el foro académico Colombia Genera, realizado por la Andi, el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda Mera, expresó que el país tiene un problema serio de oferta y demanda de gas.
     
    “El país se ha centrado en una discusión de corto plazo, inmediatista. No se ha percatado que el gas más costoso es el que no existe. Si no se honran los contratos y se respetan las reglas del juego, se pone en riesgo la producción de gas a futuro.” señaló Francisco José Lloreda Mera, Presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP).
     
    De acuerdo con el dirigente gremial la oferta de gas del país en 2015 será de 1.200 millones de Pies Cúbicos, pero para 2018 se tendrá un déficit de 190 millones de Pies Cúbicos, y para 2021 un déficit de 345 millones de pies cúbicos.
     
    Con estas cifras, Lloreda Mera encendió 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 decir, un déficit a partir de 2018, y en la Costa Atlántica a partir del año 2017”, manifestó el líder gremial ante los más de 300 asistentes al foro Colombia Genera organizado por la ANDI en Cartagena.
     
    Lloreda Mera enfatizó que las reservas de gas son limitadas y que están decreciendo, por lo que urge una solución ser integral. “De lo contrario, preparémonos para ser importadores de gas, pagando precios mucho más altos que los actuales”, señaló Lloreda.
     
    Según Lloreda una solución integral debe incluir incentivos a la exploración y producción 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.” 
     
    Una posible salida
     
    “Tenemos 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,” señaló el Presidente de la ACP.
     
     
    Fuente: Dinero.com
  • Primer hallazgo de gas en aguas del Caribe

    Es el primero en esta zona. La compañía operadora es Petrobras.
     
    Ecopetrol S.A. anunció en un comunicado el descubrimiento de gas en el pozo exploratorio Orca-1, localizado 40 kilómetros al norte de la costa de la Guajira.
     
    El pozo Orca-1 fue perforado en el Bloque Tayrona y tiene como empresa operadora a Petrobras, con una participación de 40%, en asociación con Ecopetrol (30%) y Repsol (30%). El bloque Tayrona fue el primer contrato otorgado en el 2004 por la Agencia Nacional de Hidrocarburos para la exploración en el Caribe Colombiano.
    "Petrobras dará continuidad a las operaciones previstas, con el objetivo de continuar evaluando el descubrimiento", señaló la empresa en un comunicado.​
     
    El pozo alcanzó la profundidad esperada de 4.243 metros, con una lámina de agua de 674 metros. La perforación del pozo finalizó en septiembre y se confirmó una acumulación de gas natural a una profundidad de 3.657 metros.
     
    “Los resultados arrojados por Orca-1 confirman el potencial de hidrocarburos en esta cuenca frontera colombiana y prueban a su vez la capacidad del sistema petrolífero en la parte profunda de la cuenca offshore”, asegura la petrolera en un comunicado.
     
    Una vez concluida esta fase de operación exploratoria y de pruebas iniciales, se realizará la etapa de profundización de estudios técnicos con el objetivo de determinar el potencial gasífero del descubrimiento.
     
    Actualmente, Ecopetrol participa como socio en 13 bloques costa afuera en el Caribe colombiano. Se tiene prevista una campaña de perforación en esta cuenca, que incluye dos pozos en 2015 y entre dos y tres pozos más en 2016 con sus socios.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
     
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  • Producción de petróleo creció 2,61% en marzo y llegó a 771.732 barriles por día

    Cuando se hace la comparación mes a mes, frente a febrero, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,55% y la sobrepasó en más de 10.000 barriles.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción de petróleo durante marzo fue de 771.732 barriles promedio por día, lo que significó un aumento de 2,61% frente a la registrada en el mismo mes de 2022, cuando fue de 752.143.
     
    Cuando se hace la comparación mes a mes, frente a febrero, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,55% al sobrepasar en más de 10.000 barriles día la de dicho mes.
     
    Según la ANH, el aumento de la producción entre marzo y febrero de 2023 se debió al crecimiento de los resultados, principalmente, en los campos: Quifa, Caño Sur Este, Rumba, Pendare, La Belleza, Hamaca y Kitaro.
     
    El promedio anual de producción, entre marzo de 2022 y el mismo mes de 2023, fue de 768.427 barriles de petróleo por día, lo que representa un incremento de 3,31% respecto a lo registrado para el año anterior, cuando alcanzó los 743.777.
     
    Producción de gas
     
    La ANH también reportó que la producción promedio de gas durante marzo de 2023 (1.065 millones de pies cúbicos diarios (mpcd)) presentó un descenso de 1,21% frente al mismo mes de 2022, cuando fue de 1.078 mpcd.
     
    Frente a febrero de 2023, la producción promedio de gas comercializado en el tercer mes del año registró una caída de 1,48% (1.065 mpcd vs 1.081 mpcd).
     
    Durante marzo de 2023, se reportó un aviso de descubrimiento en el pozo Tororoi-1 del contrato E&P LLA-87. Adicionalmente, se perforaron ocho pozos exploratorios y 55 de desarrollo.
     
    Respecto a la adquisición de sísmica exploratoria, durante el tercer mes del año se reportaron 204,45 km, distribuidos en 197,33 km 2D equivalente, que corresponden correspondiente al convenio de explotación CE Magdalena medio en el programa Flamencos 3D y 7,12 km correspondiente al contrato E&P Ssjn-1 RC7 Perdices, en el programa Ssjn-1-2D-2021.
     
    El avance acumulado del año al corte de marzo completa 431,09 Km totales.
     
    Se ha perdido confianza
     
    Según el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), Francisco José Lloreda, el país ha venido perdiendo confianza inversionista en los últimos meses.
     
    “Hace 15 o 20 años Colombia era sin duda la niña bonita de la industria en el vecindario, pero no podemos tapar el sol con las manos, esa situación ya ha cambiado”, dijo.
     
    Para Lloreda esto se debe a que ya hay otros países que son más competitivos en la industria e, incluso, más atractivos que el nuestro por distintas circunstancias como las distancias entre pozos y demás.
     
    “Todo esto se puede reflejar en algo tan simple como en que en 2013 las inversiones en el sector eran de US$8.000 millones, y este año estamos hablando de apenas US$5.000 millones”, sentenció.
     
    Asimismo, para dicho año, cuando el barril tenía un precio cercano a los US$100 y la tasa de cambio era más favorable que la actual, el país rondaba una producción promedio de un millón de barriles por día equivalente. “Mientras que hoy tenemos una producción por debajo de 760.000 barriles en promedio”.
     
    “Colombia no es petrolero”
    El nuevo ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, afirmó una vez nombrado en el cargo que el país “no es petrolero”. Si bien dijo que sí había petróleo, también aclaró que no tenemos los intereses de quienes son potencias.
     
    Por Juan Pablo Vargas para LaRepública.
  • Producción de petróleo de esquisto en EE.UU. bajaría en 600.000 barriles diarios a enero

    El bombeo total declinaría justo por sobre 115.000 barriles por día (bpd) a 4,86 millones de bpd en enero frente a diciembre, según el reporte de productividad de perforación de la Administración de Información de Energía.
     
    Nueva York. La producción de crudo de esquisto de Estados Unidos caería en más de 600.000 barriles por día (bpd) en enero desde el máximo de marzo, según pronósticos gubernamentales dados a conocer el lunes, en medio del exceso de oferta global que ha hundido los precios del petróleo a mínimos cercanos a siete años.
     
    El bombeo total declinaría justo por sobre 115.000 bpd a 4,86 millones de bpd en enero frente a diciembre, según el reporte de productividad de perforación de la Administración de Información de Energía.
     
    Además, la producción de gas natural caería por sexto mes consecutivo en enero.
     
    La producción total descendería casi 400.000 pies cúbicos por día, el mayor declive mensual desde marzo del 2013, a 44 billones de pies cúbicos en enero del próximo año, el menor nivel desde el mismo mes de este año, según datos de la EIA.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
     
  • Prohibición de fracking podría causar escasez de gas en Colombia

    El primer presidente izquierdista de Colombia salió victorioso de la segunda vuelta de las elecciones de julio de 2022 después de realizar una amplia campaña basada en reformas con un enfoque en la  transición del país andino lejos  de la dependencia de los combustibles fósiles. Esto incluye planes para prohibir la fracturación hidráulica y terminar con la adjudicación de nuevos contratos para la exploración de petróleo y gas natural.
    Eso generó una preocupación considerable porque Colombia depende en gran medida del petróleo, que es la mayor exportación por valor, mientras que el gas natural es una fuente clave de energía a nivel nacional. Colombia ya estaba luchando contra una escasez de gas natural con campos maduros envejecidos, reservas probadas bajas y la falta de éxito en la exploración de hidrocarburos, todo lo cual pesa sobre la oferta en un momento en que la demanda de combustible fósil se está expandiendo a un ritmo sólido. Esos desarrollos, junto con Los planes de Petro para prohibir el fracking  y poner fin a la exploración de hidrocarburos han despertado temores de que la seguridad energética de Colombia esté en riesgo.
     
    El gas natural es una fuente clave de energía en la matriz energética de Colombia. Según la  EIA de EE.UU., el combustible fue responsable  del 28% de toda la energía consumida en el país andino en 2021, y esa porción se está expandiendo. Eso convierte al gas natural en la segunda fuente de energía consumida en el país andino detrás del petróleo crudo, con un 31%, y por delante de la hidroelectricidad, que es responsable del 22%. El consumo de gas natural en Colombia ha ido aumentando a un ritmo constante durante la última década. Para 2017, el país andino consumía más gas natural del que producía, y la creciente demanda de electricidad a gas era el factor clave de la creciente demanda a nivel nacional. Como resultado, ese mismo año, Colombia comenzó a recibir las primeras importaciones de GLP a granel en una terminal de importación de GLP especializada en la ciudad portuaria caribeña de Cartagena. 
     
    Colombia depende en gran medida de las plantas hidroeléctricas para la producción de electricidad y una serie de sequías hizo que los niveles de agua en esas instalaciones disminuyeran drásticamente, lo que provocó que la producción de electricidad se desplomara y provocara cortes de energía. Para combatir los riesgos que plantean las sequías y el impacto que tienen en la producción de electricidad debido a la dependencia de Colombia de las plantas hidroeléctricas, el gobierno nacional en Bogotá incrementó el número de plantas eléctricas a gas. El volumen de plantas a gas también creció porque la administración anterior de Iván Duque consideró al gas natural como un combustible de transición necesario para que Colombia progrese hacia la utilización de fuentes de energía limpias y renovables.
     
    No es solo el creciente uso de gas natural para la generación de electricidad lo que está impulsando el aumento del consumo de combustibles fósiles en Colombia. El gas natural es también una fuente principal de energía para la industria y los hogares colombianos, que son responsables del 29% y el 15% del consumo doméstico, respectivamente. La creciente actividad manufacturera y una creciente población joven son responsables de la mayor demanda de gas natural en Colombia. El consumo doméstico del combustible se está expandiendo a un ritmo constante porque es una importante fuente de energía asequible en un país donde el 39% de la población vive en la pobreza. Existe un impulso de política pública para hacer la transición de aquellos hogares que queman madera, carbón e incluso basura para cocinar y calentar, que se ha expandido significativamente desde el fuerte aumento de la pobreza, al gas natural.
     
    No es solo el rápido aumento del consumo de gas natural el responsable de una crisis energética emergente en Colombia. Las escasas reservas probadas de gas y la disminución de la producción nacional pesan sobre el suministro nacional de gas natural y lo han hecho durante algún tiempo. Al cierre de 2022,  las reservas probadas de gas de Colombia  (españolas) fueron de 2,82 billones de pies cúbicos, lo que no solo fue un 11% inferior a los 3,16 billones de pies cúbicos reportados un año antes, sino también el nivel más bajo en 17 años. Las reservas probadas de combustibles solo son suficientes para otros 7,5 años al ritmo actual de producción. Para marzo de 2023, la producción de gas natural de Colombia promedió 1.065 millones de pies cúbicos por día, un 1,5 % menos que el mes anterior y un 1,2 % menos año tras año.
     
    Existe un riesgo muy real de que las reservas y la producción de gas natural de Colombia continúen disminuyendo. Las reservas actuales del país devastado por los conflictos se componen predominantemente de reservorios menores, lo que dificulta su extracción eficiente y genera un mayor desperdicio cuando se explotan. Colombia no está disfrutando de una alta tasa de éxito en exploración como sus vecinos Ecuador y Venezuela, a pesar de las afirmaciones de que el país andino posee un considerable potencial de hidrocarburos. No ha habido  descubrimientos de petróleo o gas natural de clase mundial o significativos  en Colombia desde la década de 1990. 
     
    El complejo Chuchupa Ballena Riohacha, ubicado en las cuencas marina y terrestre de la Guajira, que son los principales campos productores de gas natural en Colombia, fueron los últimos descubrimientos significativos. Chuchupa y Ballena son campos maduros que han estado bombeando gas natural durante décadas. A medida que los campos envejecidos superan la producción máxima, se acercan al final de su vida productiva y su producción se ve afectada por las altas tasas de disminución. Chuchupa entregó el primer gas a fines de 1979 y la producción alcanzó su punto máximo en 2010 con más de 100 000 barriles de petróleo equivalente por día. Desde entonces, la producción ha estado en declive terminal cayendo a alrededor de 17.600 barriles de petróleo equivalente por día durante 2022 y se espera que la producción caiga en picada a 9.588 barriles de petróleo equivalente por día para 2029 cuando finalice la producción comercial. La producción en el campo Ballena comenzó en 1977 y alcanzó su punto máximo en 2014 con poco más de 10.000 barriles de petróleo equivalente por día. Para 2022, la producción había caído a alrededor de 4.000 barriles de petróleo equivalente por día y seguirá disminuyendo y se espera que la producción comercial finalice durante 2039. Dado que los campos Chuchupa y Ballena son responsables de una parte importante de la producción de gas natural de Colombia, su producción decreciente está impactando fuertemente en el mercado doméstico. suministrar.
    Es por ello que durante la última década, los sucesivos gobiernos colombianos han promulgado políticas y reformas industriales encaminadas a atraer inversión extranjera en el sector de hidrocarburos, especialmente para la exploración y desarrollo de gas natural. Estos incluyeron impuestos, así como otras concesiones regulatorias y el pago de un precio en boca de pozo que es significativamente más alto que el punto de referencia de Henry Hub de América del Norte. Esto atrajo una oleada de inversiones, especialmente después de que el regulador de la industria, la Autoridad Nacional de Hidrocarburos (ANH), abriera bloques frente a la costa caribeña de Colombia. Como resultado, se realizaron una serie de descubrimientos de gas en alta mar, incluidos los hallazgos de Kronos, Gorgon-1 y Purple Angel entre 2015 y 2017.
     
    A medida que disminuyen la producción y las reservas, Colombia corre el riesgo de enfrentar una crisis de gas natural con la seguridad energética del país comprometida. Ese riesgo se magnifica por la promesa de Petro de dejar de emitir nuevos contratos de exploración de hidrocarburos como parte de la transición de energía limpia de Colombia y reducir la dependencia del país de los combustibles fósiles. Si bien hubo  una especulación considerable de que Bogotá no procedería  con un plan tan controvertido, particularmente después de aumentar su dependencia de los ingresos del petróleo mediante el aumento de los impuestos a la industria, los últimos anuncios indican lo contrario. En la  declaración del Ministerio de Energía sobre reservas de hidrocarburos (Español) La ministra Irene Vélez afirmó: “Desde el Gobierno de Cambio continuaremos con la política de mayor eficiencia en los contratos existentes y seguiremos trabajando con el sector de hidrocarburos para que los proyectos costa afuera se materialicen”. Vélez continuó diciendo a los periodistas en la conferencia de Gas Natural en la ciudad portuaria norteña de Barranquilla: "Esta es una clara demostración de que la ruta  es una mayor eficiencia en los contratos  existentes ". Sin embargo, según el  diario colombiano El Tiempo  Vélez evitó responder si o no se adjudicarán nuevos contratos de exploración.
     
    Si bien el gobierno de Petro se compromete a respetar los acuerdos de exploración y producción que ya existen, es probable que no pueda garantizar que las reservas y la producción comprobadas de gas de Colombia satisfagan la creciente demanda interna. De hecho, el máximo organismo de la industria petrolera del país, la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), estima que como resultado de la política energética de Petro, Colombia se verá obligada en esta década a importar hasta el 30  % del combustible. (español) para cubrir el consumo. Las importaciones de gas licuado de petróleo se cuadruplicaron durante 2022 para compensar un déficit cada vez mayor entre la producción y la demanda interna de gas. Esto no solo hace que los precios suban, lo que impacta en los hogares empobrecidos, sino que también afecta una delicada balanza de pagos para un gobierno nacional con presiones fiscales. El polémico plan de Petro de  importar gas de Venezuela  para compensar cualquier déficit en la producción parece inalcanzable.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
     
  • Putin da un giro a su postura y promete que Rusia será un país neutro en carbono en 2060

    El presidente Vladimir Putin declaró el miércoles que Rusia intentará alcanzar la neutralidad en materia de emisiones de carbono en un plazo de cuatro décadas, lo que supone un sorprendente cambio en su postura sobre el cambio climático.

    "Nos hemos fijado un objetivo concreto: no más tarde de 2060", dijo Putin en su discurso en la conferencia de la Russian Energy Week en Moscú.

    Su promesa es la última de una serie de compromisos ecológicos nacionales anunciados antes de las conversaciones sobre el clima patrocinadas por las Naciones Unidas que comenzarán en Glasgow (Escocia) a finales de mes.

    El anuncio se produce justo antes de las conversaciones mundiales sobre el clima en Glasgow

    Rusia, uno de los principales productores de petróleo del mundo y el cuarto mayor emisor de gases de efecto invernadero, se había resistido hasta ahora a la presión internacional para frenar el calentamiento global, y Putin había desestimado hasta hace poco los riesgos que plantea el aumento de las temperaturas.

    El país ratificó el acuerdo climático de París de 2015 hace dos años, pero apenas tomó medidas hasta que Putin ordenó el desarrollo de una estrategia contra las emisiones de CO2 en junio. Y en julio firmó una ley sobre el clima que establece un marco para los proyectos ecológicos y el desarrollo del comercio de carbono.

    La mayoría de las grandes economías tienen como objetivo eliminar sus emisiones para 2050. Sólo China, que aún se considera un país en vías de desarrollo, tiene un objetivo de neutralidad de carbono para 2060.

    Los comentarios de Putin fueron la primera confirmación oficial de que Rusia podría finalmente tomar medidas para empezar a alejar su economía respecto a los combustibles fósiles.

    El plan se estaba estudiando a principios de este mes, según declaró la semana pasada una persona familiarizada con la situación. Rusia también está estudiando el compromiso de reducir las emisiones netas de dióxido de carbono en un 79% entre 2019 y 2050, según un borrador de estrategia sobre el carbono visto por Bloomberg News.

    El documento está siendo debatido por los ministros, según el servicio de prensa del Ministerio de Economía. Es posible que pueda cambiar antes de las conversaciones de Glasgow.


    Fuente: Bloomberg

  • Qatar, el gigante del GNL, en la cuerda floja entre China y EE.UU.

    Dada su posición geográfica, con Arabia Saudí a un lado e Irán al otro, Qatar ha desempeñado durante mucho tiempo un delicado papel de equilibrista diplomático entre las dos grandes potencias de Oriente Medio y sus principales patrocinadores superpotencia. 
    En el caso de Arabia Saudí, su principal superpotencia patrocinadora durante décadas fue Estados Unidos, y en el caso de Irán durante el mismo periodo fue Rusia y más tarde también China. Recientemente, Arabia Saudí también parece haberse desplazado más hacia este eje China-Rusia, por varias razones analizadas en mis anteriores artículos de OilPrice.com. Sin embargo, a pesar de ello, Qatar parece atenerse en gran medida al acuerdo informal alcanzado con Estados Unidos tras la invasión rusa de Ucrania en febrero de 2022, que consistía en proporcionar a Occidente nuevos suministros vitales de gas para sustituir los perdidos de Rusia. Esto se pone de manifiesto una vez más en la muy reciente división de acciones en el proyecto de expansión de la piedra angular de Qatar, North Field East (NFE).
     
    Más concretamente, la semana pasada China Petroleum & Chemical Corporation (Sinopec) firmó un acuerdo con QatarEnergy para adquirir una participación del 1,25% en el proyecto de expansión del NFE. Este proyecto es clave para los planes de Qatar de aumentar su capacidad de exportación de gas natural licuado (GNL) a 110 millones de toneladas métricas anuales (tm/año) para 2026, frente a los 77 millones de tm/año actuales. La participación del 1,25% en el proyecto de ampliación de la NFE se deriva de una participación del 5% en uno de los trenes de GNL (instalaciones de licuefacción y purificación), cada uno de los cuales tendrá una capacidad de 8 millones de tm/año. 
    Una operación de cierta envergadura en el NFE de Qatar siempre fue probable para una gran empresa china, dado el significativo aumento de los acuerdos de gas entre ambos países en el período previo y en las primeras etapas de la invasión rusa de Ucrania el año pasado. De hecho, desde poco más de un año antes de la invasión, China había emprendido una intensa actividad para ampliar sus fuentes y métodos de suministro de gas. Esto comenzó en serio con una serie de importantes acuerdos con Qatar, el principal proveedor de GNL del mundo, comenzando con un acuerdo de compra y venta de 10 años entre Sinopec y Qatar Petroleum por 2 millones de tm/año de GNL. En diciembre de 2021, QatarEnergy y Guangdong Energy Group Natural Gas Co firmaron un contrato de suministro de 1 millón de toneladas anuales de GNL, que empezará en 2024 y terminará en 2034, aunque podría prorrogarse.
     
    En noviembre de 2022 se produjo el mayor acuerdo de GNL hasta la fecha entre los dos países, un acuerdo de más de 60.000 millones de dólares, de nuevo entre Sinopec y QatarEnergy. El acuerdo supone el suministro de 4 millones de toneladas anuales de GNL a China durante 27 años, a partir de 2026. Es el contrato de suministro de GNL más largo de China y uno de los mayores en términos de volumen. Saad Sherida al-Kaabi, Presidente y Consejero Delegado de QatarEnergy, y Ministro de Energía del Emirato, declaró entonces sobre el acuerdo: "Estamos muy contentos de este acuerdo con Sinopec porque hemos tenido una relación a largo plazo en el pasado y esto lleva nuestra relación a nuevas cotas, ya que tenemos un acuerdo de compraventa que durará hasta la década de 2050".
     
    Dicho esto, la participación específica en la NFE que se acaba de conceder a Sinopec es pequeña en comparación con las participaciones ya otorgadas a empresas occidentales. Las estadounidenses ExxonMobil y ConocoPhillips, la francesa TotalEnergies, la italiana Eni y la británica Shell recibieron el año pasado participaciones del 6,25% en el proyecto de ampliación de la NFE, con lo que poseerían en conjunto el 25% del proyecto. El resto debía pertenecer a QatarEnergy. En aquel momento, Patrick Pouyanne, Consejero Delegado de TotalEnergies, subrayó que la participación del 25% de la empresa correspondería a un tren del proyecto con una capacidad de 8 millones de toneladas métricas al año. Al-Kaabi confirmó que, como Qatar tiene un planteamiento unificado en el que los cuatro trenes se consideran una unidad, la participación del 25% de TotalEnergies en un tren virtual le daría una participación de alrededor del 6,25% en la totalidad de los cuatro trenes. Lo mismo ocurriría con las participaciones de las demás empresas occidentales. La misma mezcla de empresas se espera en el proyecto de expansión del Campo Norte Sur (NFS), con la última parte de 2022 viendo a tres empresas occidentales adjudicarse participaciones importantes. En septiembre de 2022, TotalEnergies fue seleccionada como primer socio internacional, adjudicándosele una participación del 9,375% en el proyecto NFS, de un total del 25% puesto a disposición de los socios internacionales. Shell (9,375%) y ConocoPhillips (6,25%) se unieron al proyecto como segundo y tercer socio internacional en octubre de 2022. Esta aparente reponderación de las principales adjudicaciones del Campo Norte de Qatar hacia empresas de Occidente -y empresas a la vanguardia de los esfuerzos de EE.UU. y sus aliados por asegurarse nuevos suministros de gas tras las sanciones a los suministros rusos- se produce tras un importante cambio en las políticas energéticas del Emirato al estancarse el avance de Rusia en Ucrania.
     
    Poco después de la invasión rusa, Estados Unidos puso rápidamente en marcha planes para garantizar fuentes de gas y petróleo sustitutivas para Europa lo antes posible. El objetivo primordial de esta estrategia era garantizar que Europa -liderada por Alemania- no retrocediera en su apoyo a las sanciones contra Rusia promovidas por Estados Unidos y el Reino Unido. Alemania había sido durante décadas un importante comprador del abundante y barato gas ruso, que había impulsado su crecimiento económico. La extrema dependencia de Alemania de estos suministros energéticos rusos se había traducido en la "respuesta Macbeth" de la Europa continental ("un cuento contado por un idiota, lleno de ruido y furia, que no significa nada") a la anterior invasión rusa de Ucrania en 2014 y su posterior anexión de Crimea.
     
    La presión de Estados Unidos no sólo frenó el gasoducto Nord Stream 2 desde Rusia directamente a Alemania, sino que también fue decisiva para obtener de Qatar nuevos suministros de gas sustitutivo para Alemania. En mayo de 2022, Qatar firmó una declaración de intenciones sobre cooperación energética con Alemania, con el objetivo de convertirse en su principal proveedor de GNL. Los nuevos suministros de GNL de Qatar llegarían a Alemania a través de las rutas de importación existentes, aumentadas por las nuevas infraestructuras aprobadas por el Bundestag alemán el 19 de mayo. Esto incluiría el despliegue de cuatro instalaciones flotantes de importación de GNL en su costa norte, y dos terminales terrestres permanentes, que estaban en fase de desarrollo. 
    Los planes serían paralelos a los de Qatar de poner a disposición de Alemania considerables suministros de GNL desde la terminal de Golden Pass, en la costa del Golfo de Texas, pero probablemente estarían terminados mucho antes. QatarEnergy tiene una participación del 70% en el proyecto, mientras que la estadounidense ExxonMobil posee el resto. Se calcula que la terminal de Golden Pass tendrá una capacidad de salida de unos 18 millones de tmpa de GNL y que estará operativa en 2024. Aproximadamente un mes después de que Qatar firmara esta declaración de intenciones sobre cooperación energética con Alemania, el Emirato firmó nuevos acuerdos sobre el proyecto de ampliación de la NFE con la francesa TotalEnergies y la italiana Eni. 
     
    Tras estos acuerdos, se firmaron otros dos de compraventa entre la estadounidense ConocoPhillips y QatarEnergy para exportar GNL a Alemania durante al menos 15 años a partir de 2026. Según Saad al-Kaabi, el gas llegaría desde Ras Laffan (Qatar) a la terminal de GNL de Brunsbuettel, en el norte de Alemania. Dijo entonces: "[Los dos acuerdos de venta y recompra] marcan los primeros acuerdos de suministro de GNL a largo plazo a Alemania, con un periodo de suministro que se extiende durante al menos 15 años, contribuyendo así a la seguridad energética a largo plazo de Alemania". La estadounidense ConocoPhilips está implicada en este acuerdo Qatar-Alemania, ya que una de sus filiales será la entidad que compre el GNL a Qatar que luego se entregará a Brunsbuettel, actualmente en fase de desarrollo.
     
    Por Simon Watkins para Oilprice.com
  • Reforma energética será la piedra angular del comercio de hidrocarburos entre México y EE.UU.

    Estudio del Servicio de Investigación del Congreso estadounidense (CRS) concluye que seguirá el superávit de EE.UU. en gas natural porque México lo demandará, y advierte que bajaría en petrolíferos refinados.
     
    El CRS acotó que una expansión de la industria de la refinería en México beneficiaría a las empresas de EU, pero que disminuiría las importaciones mexicanas de productos refinados al mismo tiempo.
     
    El comercio entre México y Estados Unidos crecerá como efecto de la reforma energética, la cual será “un componente central” en el intercambio bilateral de bienes y servicios, concluyó un reporte del Servicio de Investigación del Congreso estadounidense (CRS, por su sigla en inglés).
     
    El estudio indicó que Estados Unidos (EU) ha sido el mayor suministrador de gas natural en el mercado mexicano y éste continuará demandando envíos adicionales de esa misma fuente.
     
    Las importaciones mexicanas de gas natural aumentaron de US$996 millones en el 2007 a US$2,500 millones en el 2013. “Se espera que continúe el superávit en el comercio del gas natural con México por el crecimiento de las tendencias tanto de suministro como de demanda en ambos países”, dijo el CRS. EU es destino de 71% de las exportaciones mexicanas de petróleo, las cuales se envían por barco.
     
    A pesar de que México tiene una extensa red de ductos que conectan los mayores centros de producción de crudo con las refinerías domésticas y las terminales de exportación, el país no tiene ninguna conexión internacional de ductos para transportar petróleo.
     
    El valor de las importaciones estadounidenses de crudo mexicano fue por US$31.900 millones en el 2013, más de 50% superiores frente a las de automóviles, el segundo producto mexicano de más ventas en el exterior.
     
    La mayoría de las exportaciones mexicanas de petróleo son de crudo pesado Maya (aproximadamente 82% de los envíos), mientras que la producción de crudos más ligeros son para el consumo doméstico.
     
    “La mayoría de las exportaciones mexicanas de crudo seguirá exportándose al mercado estadounidense por la cercanía y porque las costas del golfo de México poseen las necesarias refinerías sofisticadas para procesar el crudo pesado Maya”, argumentó.
     
    No obstante que México se ha mantenido como uno de los más importantes exportadores de crudo en el mundo, también es un importador neto de petrolíferos refinados. En el 2012, éstos sumaron US$29.600 millones de dólares.
     
    El CRS acotó que una expansión de la industria de la refinería en México beneficiaría a las empresas de EU, pero que disminuiría las importaciones mexicanas de productos refinados al mismo tiempo.
     
    Fuente: Americaeconomia.com
  • Reservas de crudo al finalizar 2014 fueron de 2.308 millones de barriles, descendieron frente al 2013

    Durante los últimos siete años, se han adicionado 3.000 millones de barriles aproximadamente.
     
    El Ministerio de Minas y Energía, y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, anunciaron que el balance de reservas de crudo al finalizar 2014 fue de 2.308 millones de barriles, frente a los 2.445 de 2013.
     
    La relación de Reservas – Producción (R/P) para crudo, permite afirmar que el país cuenta con autosuficiencia de 6.4 años, con los niveles actuales de producción (para 2013 se tenía una autosuficiencia de 6.6 años).
     
    “Estamos buscando aumentar nuestras reservas de crudo y mantener la producción por encima del millón de barriles para seguir apalancando la economía del país. Con el plan de impulso al sector minero energético mejoramos las condiciones de los contratos costa afuera, flexibilizamos la exploración petrolera para facilitarla, e incentivamos las áreas de evaluación técnica, entre otras medidas con las que cuenta la industria a partir de este año”, explicó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada.
     
    A pesar de la coyuntura actual de los precios internacionales del barril de petróleo, las compañías operadoras han realizado un gran esfuerzo para mantener los niveles de producción por encima del millón de barriles durante el presente año. Es importante resaltar que durante los últimos siete años se han adicionado 3.000 millones de barriles aproximadamente.
     
    Por otro lado, el Ministerio de Minas y Energía, y la Agencia Nacional de Hidrocarburos informaron que las reservas totales de gas del país se situaron al cierre de 2014 en 5,9 tera pies cúbicos (TPC), lo cual supone una relación R/P de 13.2 años.
     
    “Debemos seguir trabajando para que el sector hidrocarburífero siga desarrollándose, y con él, los proyectos que el país necesita. Ya hemos logrado avances muy interesantes en el Caribe, por ejemplo, donde se está llevando a cabo el programa más grande en la historia de la industria y donde se encontraron reservas de hidrocarburos en el pozo Orca 1, ubicado a 40 kilómetros de las costas de La Guajira”, explicó el ministro.
     
    MME
  • Reservas de gas en Colombia alcanzan para 14 años

    Con el fin de aumentar las reservas probadas de gas natural, que hoy son de 5,7 terapiés cúbicos, lo que le permite al país tener una autosuficiencia durante 14 o 15 años, el sector hará inversiones por 1,2 billones de pesos el próximo año.
     
    Así lo anunció el presidente de Promigás, Antonio Celia, durante la presentación del balance del sector en 2013.
     
    “Uno de los aspectos que muestra el buen futuro que tiene el gas en Colombia son las inversiones previstas para un mayor desarrollo del sector”, señaló el directivo.
     
    Entre estas iniciativas está la construcción de la planta de regasificación en Mamonal (Cartagena) de la Sociedad Portuaria El Cayao, la planta de licuefacción para exportación de Pacific Rubiales en Tolú y la microplanta de GNL de Promigás en Soledad (Atlántico).
     
    Celia explicó que el compromiso del sector le permitirá al país mantener su dinamismo.
     
    “Entre 2000 y 2013 la cobertura del servicio del combustible pasó de 236 a 846 municipios, es decir, se multiplicó por 3,6, con lo cual se superaron los 7 millones de usuarios”, aseguró.
     
    Sin embargo, hay retos para lograr que Chocó, Nariño y Arauca se puedan interconectar al sistema. Asimismo, San Andrés y Providencia, donde el Gobierno Nacional se comprometió a llevarles el servicio. Luego vendrán los departamentos del Vichada, Guainía, Vaupés y Amazonas.
     
    Celia aseguró que se logró un récord en el transporte de gas al alcanzar el movimiento de 969 millones de pies cúbicos diarios, 54 millones más que en 2012.
     
    Asimismo, se incrementó el suministro del combustible gracias al aumento de producción que se presentó en La Guajira y los Llanos Orientales, las dos principales cuencas del país.
     
    Una cosa que sí le preocupa a la industria del gas es que el Gobierno no haga un acuerdo a largo plazo para buscar los dineros que requiere para financiarse y introduzca reformas año tras año. Como ocurrió con la propuesta de aumentar el valor del impuesto del patrimonio.
     
    “Es una contribución que debemos hacer para construir el país que queremos, pero debe hacerla a largo plazo”, manifestó.
     
    Entre tanto el presidente de Naturgás, Eduardo Pizano, argumento que el sector está bien, que las reservas se mantienen pese a que el consumo está aumentando.
     
    “Estamos tranquilos con la prospectiva en materia de exploración. Tenemos algunos campos pequeños que nos permitirán sumar reservas”, acotó.
     
    En el Magdalena Medio tendremos un pozo exploratorio en el que se invertirán US$15 millones, también hay grandes proyecciones en La Guajira y mar adentro, con empresas como Anadarko, precisó.
     
    El dirigente señaló que si bien el campo de La Guajira ya empezó su declive, las proyecciones del sector señalan que 2015 será un año promisorio para el sector.
     
    Sin embargo, le pidió al Gobierno que implemente las reglas de juego para el proceso de comercialización, con miras a tener un mayor dinamismo y crecimiento.
     
    Estamos esperando la construcción del gasoducto entre Sincelejo y Cartagena, lo que permitirá ampliar la capacidad de transporte y mejorar el servicio a los usuarios residenciales e industriales, puntualizó.
     
    En el tema de conversión vehicular, el informe de Promigás señala que hay más de 480 mil automotores operando a gas natural y que se impulsará este sistema en los vehículos de carga pesada, para lo que invitó al Gobierno a aumentar los incentivos.
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Se firmó la concesión para primer puerto marítimo de gas natural en Colombia

    La Agencia Nacional de Infraestructura firmó el contrato de concesión por un plazo de 20 años, para la construcción de la primera instalación portuaria en Colombia que manejará gas natural en estado líquido (Gas Natural Licuado - GNL).
     
    “Esta concesión es muy importante dentro del plan de infraestructura que ejecutamos en el Gobierno. En el frente portuario, la resolución que expedimos hace dos meses comienza a dar sus frutos”, dijo el vicepresidente de la República Germán Vargas. 
     
    El pasado viernes se puso de manera simbólica la primera piedra de las obras portuarias que alcanzarán una inversión de US$140 millones, de los cuales US$38 millones se ejecutarán en la zona de uso público de propiedad de la Nación, y tendrán una duración de tres años. La terminal que se construirá en Barú, estará en capacidad de movilizar hasta 7.360.000 metros cúbicos de gas natural licuado al año.
     
    “Este proyecto es muy importante porque es nuestro seguro contra un racionamiento energético. Con esta planta nos aseguramos de que somos parte de la cadena mundial del gas”, dijo el presidente de la ANI, Luis Fernando Andrade.
     
    Proyectos portuarios
     
    La ANI informó que tiene en trámite 19 solicitudes para concesiones portuarias en 7 zonas del país, cuyas inversiones propuestas ascienden a  US$1200 millones, a través de las cuales sería posible aumentar la capacidad de movilización de carga en puerto en 45 millones de toneladas anuales. 
     
    A su vez, se están ejecutando inversiones por US$ 250 millones en el presente  año en puertos como Sociedad Portuaria de Buenaventura, Contecar y  Reficar en Cartagena, Sociedad Portuaria Regional de Cartagena, Bahía en Cartagena y  Aguadulce y TCbuen.
     
     
    Fuente: elpais.com.co
  • Se reanudan los flujos de gas natural de Israel a Egipto

    Los envíos de gas natural de Israel a Egipto se han reiniciado, después de varios días sin ninguna importación debido a interrupciones relacionadas con la guerra.
    Bloomberg citó fuentes anónimas que dijeron que el gas proviene del campo marino Leviathan, tras el final de una interrupción de la producción en otro campo, Karish, cuyo suministro se está utilizando actualmente para garantizar la demanda interna en Israel.
     
    Egipto solía importar unos 800 millones de pies cúbicos de gas natural de Israel antes de que comenzara la guerra. Sin embargo, tras los ataques de Hamás en el sur de Israel y la respuesta israelí, las importaciones se agotaron.
     
    Las autoridades israelíes ordenaron a Chevron que cerrara la producción en el campo Tamar debido a su proximidad a los combates y le dijeron a la gran empresa que desviara la producción del campo Leviathan a Jordania.
     
    Chevron se convirtió en operador de los campos de gas Tamar y Leviatán cuando adquirió su operador original, Noble Energy. Tamar tiene reservas estimadas en alrededor de 11 billones de pies cúbicos de gas y Leviatán tiene el doble, según estimaciones  citadas  por Energy Intelligence.
     
    Las exportaciones israelíes de estos campos a Egipto aseguraron la creciente demanda energética del país y dejaron parte para exportar a Europa, desde la planta de GNL de Egipto. Sin embargo, con el cierre y el cambio de ruta, Egipto se vio sumido en una crisis, con apagones diarios en un momento de mayor demanda.
    Ahora que el gas israelí fluye hacia Egipto una vez más, los apagones pueden terminar pero las exportaciones a Europa tal vez no se reanuden inmediatamente. La primera tarea de Egipto sería asegurar primero el suministro interno.
     
    Sin embargo, eso no debería ser un problema inmediato para Europa. Reuters informó recientemente que cerca de 30 buques cisterna de GNL están en camino al continente y al Reino Unido y llegarán antes de finales de este mes. Egipto, por otro lado, reanudará las exportaciones de GNL cuando la demanda interna disminuya, según Eni, que tiene amplias operaciones en el país norteafricano.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • Shale gas proveniente desde EE.UU. ingresará a Chile sin arancel

    A su regreso de la gira a Estados Unidos, junto al ministro de Energía Máximo Pacheco, el gerente general de la ENAP, Marcelo Tokman, ratificó que Chile podrá recibir shale gas proveniente del país norteamericano a fines de 2015 o principio de 2016 y que éste ingresará sin arancel, con el consiguiente beneficio económico.
     
    El shale gas, también conocido como gas de esquisto, gas de pizarra o gas de lutita, es un hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra formaciones rocosas sedimentarias y profundas donde abunda el esquisto, las lutitas o las argilitas que son ricas en materia orgánica.
     
    BG, proveedor de GNL (gas natural licuado) de ENAP, Metrogas y Endesa, y que tiene contratada la capacidad del primer tren de licuefacción del Terminal de Sabine Pass, ubicado en Louisiana, EE.UU., estará en condiciones de entregar el combustible una vez que éste entre en operación a fines de 2015 o principio de 2016.
     
    Tokman agregó que, en términos de seguridad de suministro, ésta es una buena noticia para el país, ya que permitirá al país diversificar el origen y la procedencia del GNL que se importa.
     
    El gerente general de la empresa informó también que se avanzó en el proceso de negociación entre ENAP y una de las empresas petroleras líderes a nivel mundial para concretar un acuerdo técnico con el objetivo de dimensionar el potencial de hidrocarburos no convencionales en el área de Magallanes.
     
    autor:Nación.cl
  • Siemens busca aprovechar el auge del gas natural en Estados Unidos

    (Bloomberg) - El máximo responsable ejecutivo de Siemens, Joe Kaeser, dijo que está preparado para realizar adquisiciones y aprovechar el auge de la industria estadounidense del gas natural que eclipsará la demanda en Europa, donde la economía todavía tiene dificultades para recuperarse.
     
    Conforme en todo Estados Unidos surgen más instalaciones para extraer, transportar y almacenar petróleo y gas de esquisto obtenidos por fractura hidráulica o fracking, Siemens debe ponerse a tono para ampliar su propia oferta de productos, dijo Kaeser en una entrevista que tuvo lugar ayer en Fráncfort. Proveer más equipos para gas y petróleo le aseguraría a la compañía lucrativos contratos de servicios de largo plazo, agregó.
     
    “Nuestro poder de fuego es enorme, si se mira la liquidez, el efectivo que generamos y la calificación que tenemos”, señaló el máximo responsable ejecutivo, antiguo empleado de Siemens que fue ascendido de director de finanzas en agosto del año pasado.
     
    “Hay muy buenas empresas dentro de Siemens que en este momento están disponibles para integrar las adquisiciones. Hay otras que primero necesitan poner su casa en orden para que después podamos tenerlas en cuenta”.
     
    Siemens mostró su interés en participar en la ola de entusiasmo por el gas natural cuando el mes pasado la compañía trató de superar la oferta de General Electric por los activos de energía de Alstom antes de que el rival estadounidense se impusiera con una oferta que contó con el apoyo del gobierno francés y el directorio de Alstom. Kaeser pronosticó que EE.UU. comprará más turbinas de gas en un solo año que Europa en una década y que las fusiones en la industria beneficiarán a todos los interesados.
     
    Especialistas en servicios
    Para robustecer su empresa de energía, Siemens en mayo acordó comprar la mayor parte de los activos energéticos de Rolls-Royce Holdings por US$1,300 millones.
    Antes de esa operación, Siemens había evaluado realizar una oferta por Dresser-Rand Group, que también fabrica turbinas y compresores que se utilizan en la extracción de gas, dijeron anteriormente personas con conocimiento de las conversaciones.
     
    Los analistas hacen referencia a otros especialistas en servicios para petróleo y gas como Chart Industries Inc., Dril-Guip, Weatherford International y Tesco como objetivos atractivos para las grandes compañías industriales como Siemens de Múnich.
     
    Aunque Kaeser no accedió a hablar de posibles objetivos, los productos para la automatización de procesos para la industria del gas y el petróleo “son un área deseada para adquisiciones”, añadió, mencionando la tecnología relacionada con el gas natural licuado.
     
    Kaeser llegó al cargo de CEO después de que su antecesor Peter Loescher redujo cinco veces la meta de ganancias en sus seis años de gestión.
     
    La llegada de Kaeser y la apuesta a que podrá manejar esta diversificada compañía de 85,000 millones de euros contribuyeron a que las acciones de Siemens subieran 16% desde que se hizo cargo. La compañía tiene sesenta sub-divisiones que fabrican productos como trenes, turbinas de gas, escáneres médicos y equipos de automatización para fábricas.
     
  • TGI logra un resultado sobresaliente en EBITDA de USD 85 millones aumentando su margen al 81.8% y una utilidad de USD 41 millones casi doblándola respecto al 2022

    Gracias a la gestión realizada en generación de mayores ingresos y captura de eficiencias TGI logra un aumento del margen EBITDA de 2 puntos porcentuales en el trimestre. Sumado a lo anterior, la gestión realizada para reducir la deuda permite registrar un crecimiento de la utilidad neta del 94%. 
    Bogotá, 11 de mayo de 2023. En la presentación del balance de resultados del primer trimestre del año, la Transportadora de Gas Internacional, TGI S.A. ESP, filial del Grupo Energía Bogotá, alcanza una utilidad neta de USD 41 millones y un EBITDA de USD 85 millones.
     
    Los resultados que permiten pasar de un 79.9% a 81.8% en margen EBITDA se deben a un aumento en los ingresos de USD 1.8 millones (+1.8%) y la reducción de costos vía captura de eficiencias. Adicionalmente, TGI ha realizado una gestión de recompra de su deuda lo cual permitió reducir los intereses pagados y generar un margen por el descuento obtenido.
     
    Comprometida con el desarrollo del sector, la transportadora impulsa el crecimiento de la demanda por el orden de 15 millones de pies cúbicos día (MPCD), gracias a la capacidad técnica e infraestructura instalada con la que cuenta.
     
    “Celebramos los buenos resultados que evidencian el avance de nuestro proceso de transformación y al mismo tiempo trabajamos por la generación de mayor demanda de gas natural, (adicional a la que ya tenemos por 500 MDPC) al tiempo que promovemos el abastecimiento con fuentes seguras y confiables. Esperamos ampliar nuestra demanda hacia sectores industriales y de Gas Natural Vehicular (GNV) en cerca de 15 MPCD para 2023 y de 90 MPCD para 2030, lo cual representa un crecimiento del 18% respecto a la demanda estructural actual para los próximos siete años, contribuyendo significativamente al proceso de descarbonización de país”, explica Mónica Contreras Esper, presidenta de TGI.
     
    En el periodo señalado, TGI transportó 469 MPCD, la renovación de contratos tuvo una mayor dinámica y se ha preparado para atender la demanda térmica por un potencial Fenómeno del Niño.
     
    “Seguimos beneficiando a más de 18 millones de personas a quienes les llega el gas natural que fluye por nuestra infraestructura y avanzamos en proyectos de regasificación rural, con el fin cerrar brechas sociales y generar acceso a energías limpias” enfatiza Contreras Esper.
     
    De acuerdo con la Estrategia de Sostenibilidad para lograr una operación energética sostenible y sustentable alineada a los compromisos de descarbonización que se ha propuesto, durante el primer trimestre TGI midió las emisiones fugitivas en el 58% de su infraestructura en superficie diseñando planes para reducirlas. Asimismo, avanzó en el proyecto para mantenimiento de la reforestación en cinco predios de los municipios de Tauramena y Aguazul en el departamento de Casanare, brindando soluciones basadas en la naturaleza para reducir los impactos ambientales del sector.
     
    El rol de TGI va más allá de transportar gas natural. “Nuestros resultados y planes para el 2023 reflejan el compromiso con el desarrollo de todo un sector, desde asegurar la oferta de gas en el mediano y largo plazo hasta la apuesta por el crecimiento de la demanda, extendiendo mayores oportunidades de progreso para el país, los usuarios y comunidades.”
     
    TGI, Energía para Prosperar.
  • TGI: Con inversiones cercanas a los 560 millones de dólares se propone ampliar la infraestructra de gas natural en el interior de Colombia.

    TGI ACTUALMENTE EJECUTA PROYECTOS DE EXPANSIÓN POR 100 MILLONES DE DÓLARES Y PRESENTARÁ OTROS TRES PROYECTOS POR CERCA DE 460 MILLONES DE DÓLARES ENTRE REMITENTES Y CLIENTES POTENCIALES.TGI ACTUALMENTE EJECUTA PROYECTOS DE EXPANSIÓN POR 100 MILLONES DE DÓLARES Y PRESENTARÁ OTROS TRES PROYECTOS POR CERCA DE 460 MILLONES DE DÓLARES ENTRE REMITENTES Y CLIENTES POTENCIALES.Como abrebocas del congreso de Naturgas este lunes 27 de abril en Medellín, la Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. ESP, presentaró un completo plan de expansión que propone aumentar la capacidad de transporte del hidrocarburo más amigable con el medio ambiente que llega hoy en día a más de 5 millones de hogares colombianos.
     
    Actualmente TGI está ejecutando tres importantes proyectos; la expansión en 20 millones de pies cúbicos por día del gasoducto Cusiana – Vasconia Fase III, aumentando la capacidad de transporte desde Cusiana al Magdalena Medio, mediante la ampliación de las estaciones de compresión existentes en Miraflores y Vasconia en Boyacá y, Puente Guillermo en el departamento de Santander. 
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    Este desarrollo permitirá atender demanda de clientes residenciales e industriales ubicados principalmente en las regiones de Eje Cafetero, Antioquia y Magdalena Medio, que tendrá una inversión de 31 millones de dólares.
     
    Otro de los proyectos de vital importancia para el crecimiento del gas en la industria, comercio y los hogares colombianos beneficiará directamente al departamento del Quindío, especialmente a la ciudad de Armenia y los municipios cercanos con la ampliación del gasoducto ramal mediante la construcción de un segundo ducto l de 36 kilómetros de extensión y una inversión de 20 millones de dólares.
     
    El proyecto de mayor inversión en ejecución es la expansión del  gasoducto Cusiana – Apiay – Ocoa con cerca de 50 millones de dólares, que aumentará en 30 Mpcd (Millones de pies cúbicos día) la capacidad de transporte desde Cusiana al departamento del Meta, mediante la construcción de dos nuevas estaciones de compresión ubicadas en
     
    Paratebueno en el departamento de Cundinamarca y Apiay, en el Meta; permitirá atender demanda para generación eléctrica y clientes residenciales  y comercializadores ubicados en los Llanos Orientales.
     
    Proyectos propuestos para inversión
     
    Entre el año 2016 y el 2018 TGI continuará con su plan de crecimiento para ampliar las opciones de transporte de gas beneficiando entre otros los departamentos de Guajira y Cesar, permitiendo el flujo del hidrocarburo en sentido sur – norte entre el Magdalena Medio y la Costa Caribe adecuando para ello las estaciones de compresión existentes, con una inversión de 10 millones de dólares aproximadamente.
     
    Entre Mariquita y Gualanday se pretende de otro lado, aumentar la capacidad de transporte desde el Magdalena Medio hacia los departamentos de Tolima y Huila, mediante la construcción de unos loops, una nueva estación de compresión y la ampliación de otra estación existente con una inversión aproximada de 80 millones de dólares
     
    Por último y con un ambicioso plan de expansión que podría llegar a los 370 millones de dólares de inversión, se plantea una nueva ampliación del gasoducto Cusiana – Vasconia (Fase IV) que beneficiaría mercados en el occidente, sur y norte del país, ampliando la capacidad del transporte de gas natural  entre 100 y 150 Mpcd  desde los Llanos Orientales al Magdalena Medio.
     
    Finalmente, TGI continúa a la espera de la expedición por parte de la CREG de la regulación que permita viabilizar la construcción de proyectos para aumentar la red de transporte y suministro de gas natural en Colombia. De esta manera se podrán viabilizar importantes proyectos como por ejemplo la construcción en la costa del Pacífico de una planta de regasificación de gas natural licuado (GNL) y su gasoducto asociado.
     
     
  • Transporte de gas requeriría expansiones en su capacidad durante próximos años

    Bogotá - Con el fin de aumentar la confiabilidad en el sistema de gas natural del país, del cuál dependen ya más de siete millones de personas, la Unidad de Planeación Minero Energética, Upme, en cabeza de Jorge Valencia explicó que se “deben respaldar aquellos tramos que comprometan mayor demanda proyectada hacía el futuro”. De igual forma, se debe incrementar la infraestructura en la medida que la demanda siga aumentando en cerca de 1,5% en las regiones y nodos del país.

    Para elevar la capacidad de transporte en los tramos donde se requiere, la Upme comparó los costos de aumentar la capacidad y de construir nuevos ductos paralelos a los existentes (loops).

    Además analizó el cambio en las demandas del combustible en las regiones y la declinación de algunos campos de producción. Ya que debido a  un déficit superior a 7% de la demanda a partir de 2023 hay necesidades de importar gas natural que tiene como consecuencia nuevas obras de infraestructura de transporte.

    Se estimó que el sistema nacional de transporte requeriría de expansiones en su capacidad durante los próximos años en los tramos de Mariquita - Gualanday, Cusiana - Apiay y Cartagena - Barranquilla. Igualmente, realizar las obras que posibiliten el transporte entre Cartagena y La Guajira (contraflujo) al interior del país.

    Adicionalmente, se requeriría un aumento de la potencia de comprensión de la “Estación Puente Guillermo” que transporta gas natural entre La Belleza y Vasconia para llegar a 266 Mpcd. Para esta se calcula una inversión de US$4,8 millones.

    En el gasoducto El Porvenir-Apiay también se requiere un aumento hasta 60 Mpcd, por lo cual se necesita una estación de compresión en la mitad del trayecto por un valor de US$3,9 millones.

    En tercer lugar, para aumentar la capacidad de transporte del tramo Mariquita-Guandalay “resulta necesario incorporar un nuevo ducto paralelo al existente (loop) con una capacidad de transporte superior a los 40 Mpcd, siendo suficiente para cubrir la demanda proyectada hasta más allá de finales de la próxima década”. Este proyecto tendría un costo indicativo de US$53 millones.

    Adicionalmente, frente a la necesidad de una segunda etapa de importación en el año 2021, la Entidad consideró las posibilidades de hacer estas importaciones a través de los puertos de Cartagena o Buenaventura; esto buscando encontrar cual sería más eficiente para el país y concluyó que el puerto por el Pacífico sería el más adecuado ya que implica un menor valor asociado a la infraestructura de transporte.

    Finalmente, en un análisis para la creación de gasoductos redundantes, que aumentarían de igual forma la confiabilidad del transporte y suministro, se llegó a la conclusión que se necesitarían inversiones por  US$1.948,5 millones para la construcción de ductos y US$564,9 millones en sistemas de compresión, para un total final de US$2.513,4 millones. Lo que en el momento mostraría que esta clase de proyectos no son viables y se requerirían nuevas alternativas.

    Consumo de gas natural para los próximos años
    Hasta 2019 se espera que el consumo de gas natural en el país aumente entre 2% y 4%. Los picos se observarán en 2015 y 2018, debido a expectativas de incremento en el consumo por bajos aportes hídricos, así como por la entrada de proyectos de autogeneración y de ampliaciones en las refinerías de Ecopetrol. No obstante, en 2019 se proyecta una fuerte caída en el consumo para la generación eléctrica, de aproximadamente 211 Gbtud, debido a la entrada de hidroeléctricas como Ituango y Porvenir.

    Las opiniones

    Jorge valencia
    Director de la unidad de planeación minero energética, upme
    “La declinación de algunos campos que implica la necesidad de importar gas natural tiene como consecuencia nuevas obras de infraestructura de transporte”.

    Francisco lloreda
    Presidente de acp
    “En Colombia hay un gran potencial de gas, pero, si no se incorporan reservas nuevas adicionales a las reservas probadas se presentará déficit nacional a partir de 2018”.


    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño Espinosa

  • Venture Global Calcasieu Pass y Shell LNG North America celebran un acuerdo de compra y venta de GNL a veinte años

    Venture Global LNG, Inc. ("Venture Global LNG") se complace en anunciar que su subsidiaria, Venture Global Calcasieu Pass, LLC ("Venture Global Calcasieu Pass"), ha celebrado un acuerdo de compra - venta ("AC-V") con Shell NA LNG LLC ("Shell"), por el cual Shell ha acordado comprar un millón de toneladas por año ("MTPA") de gas natural licuado ("GNL") de la planta de exportación de GNL de Venture Global Calcasieu Pass que se está desarrollando en Cameron Parish, Louisiana.
     
    El AC-V tiene un plazo de veinte años que se inicia en la fecha de operación comercial de la planta de Venture Global Calcasieu Pass, con opción a que Shell prorrogue ese plazo. Conforme al AC-V, Shell comprará GNL en condiciones FOB, por un precio de compra que se ajustará con el precio mensual Henry Hub más un arancel de planta indexado según la inflación.
     
    Mike Sabel y Bob Pender, Co-CEOs de Venture Global LNG, anunciaron conjuntamente que "Venture Global LNG considera que el AC-V a 20 años con Shell es un hito importante para la compañía. Estamos encantados de seguir alcanzando nuestros hitos prometidos a medida que implementamos nuestra estrategia para convertirnos en el productor de GNL de más bajo costo en el mundo".
     
    Venture Global LNG está desarrollando la planta de 10 MTPA Venture Global Calcasieu Pass en un sitio de aproximadamente 1.000 acres ubicado en la intersección del Canal Navegable de Calcasieu y el Golfo de of Mexico, y la planta de GNL de 20 MTPA Venture Global Plaquemines en Plaquemines Parish, Louisiana, en un sitio de aproximadamente 630 acres en el marcador de milla fluvial 55 sobre el río Mississippi, a aproximadamente 30 millas al sur de Nueva Orleans, Louisiana.
     
    Acerca de Venture Global LNG. Venture Global LNG planea ser un productor de bajo costo a largo plazo de GNL, capitalizando la producción de gas natural de bajo costo en los EE. UU. La estrategia de Venture Global LNG utiliza en forma exclusiva una tecnología de licuefacción de GNL de escala media y sumamente eficiente.
     
    Fuente:Venture Global LNG