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  • ¿Suficiente oferta de gas para Colombia?

    Gas1Gobierno 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

     

    Gas1Agosto 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

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

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

    Gas ValvulaUn 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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  • ¿Una era dorada del gas natural?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Otros combustibles están compitiendo fuertemente.

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

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

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

    Más uso de gas natural para reducir la contaminación

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

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

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

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

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

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

    Fuente: The Economist

  • ‘En el 2023 se deberá importar gas por el Pacífico’: Upme

    Gasn NatEl 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
     
  • “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.

    Estufa De GasBogotá 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”

     

  • Análisis: Asombroso acercamiento “estratégico“ de Putin y Erdogan: se dispara el petróleo

    EFuel   180l mismo día que el Kremlin anunció la instalación de una base naval permanente (¡supersic!) en Tartús (en la costa alauita de Siria), Rusia y Turquía firmaron un acuerdo estratégico para construir un gasoducto con destino a Europa, eludiendo las anteriores conexiones gaseras con Ucrania .
     
    La prensa turca califica de estratégico el acuerdo gasero, durante la 23 edición de la cumbre del Congreso Mundial de Energía en Estambul, que contará con un descuento sustancial en el precio y comporta como corolario la aceleración de la construcción de la planta nuclear turca Akkuyu .
     
    Se asienta la nueva reconfiguración cartográfica y marítima desde el mar Negro hasta el Mediterráneo, que incluye el binomio petróleo/gas con sus respectivos transportes terrestres, en cuya travesía se escenifican dos batallas cruciales: la de Alepo (Siria), a punto de caer en favor de la coalición de Rusia/Siria/Irán/Hezbolá (con la tácita anuencia turca), y la de Mosul (Irak), que empezará el 19 de octubre la coalición de EU y kurdos con sus aliados del gobierno de Irak, sin la conspicua participación de Turquía .
     
    El acuerdo estratégico, acompasado de otros suculentos aperitivos entre Rusia y Turquía –todavía miembro de la OTAN y potencia militar sunita de primer orden– trastoca en forma dramática las coordenadas desde el mar Negro hasta el Mediterráneo y reconfigura la cartografía energética de Europa, quedando aislada Ucrania, y contaría con dos gasoductos que atravesarán el lecho del mar Negro, con una capacidad combinada de 30 mil millones de metros cúbicos de gas operados por la gasera estatal rusa Gazprom: uno destinado al consumo interno de Turquía y el otro al restante de Europa.
     
    El gas natural se disparó hasta 3.27 dólares y arrastró al barril de petróleo a 53.73 dólares en la variedad Brent, a niveles de hace un año, luego de que el zar energético Vlady Putin apoyó un tope a la producción fraguado por la OPEP para ser aplicado en su cumbre en Viena a finales de noviembre, y que pudiera alcanzar un mínimo de 60 dólares el barril.
     
    Rusia no es miembro de la OPEP, pero viene negociando con Arabia Saudita (AS) –arrojada a las fauces del Congreso de EU con su letal legislación derivada del 11/S– un recorte extractivo con tal de mejorar su precio secuestrado por la banca de Wall Street y la City (Londres). No pasó desapercibido que el zar Vlady Putin haya sostenido reuniones bilaterales con los presidentes de Turquía y Venezuela.
     
    En solo tres meses, es la tercera vez que se reúnen el zar Vlady Putin y el sultán neo-otomano Erdogan, quien busca diversificar sus relaciones exteriores después del golpe fallido en su contra, teledirigido por EU y la OTAN.
     
    En contraste con los palafreneros del fin del petróleo y la “revolución energética del gas esquisto (shale gas)”, con todo y su letal fracking (fracturación hidráulica), el zar energético ruso sentenció que todavía no ha llegado el crepúsculo del binomio petróleo/gas en un futuro visible debido a “la demanda de la energía tradicional (sic), apoyada no sólo por la motorización y la electrificación de inmensos países, como China e India, sino también por la participación continua de los productos del petróleo y el gas en las aéreas más diversas de la vida humana,en los procesos industriales . 
     
    Según el zar ruso: la congelación, o incluso la reducción de la extracción del petróleo, es probablemente la única solución correcta para mantener la estabilidad energética mundial. Hoy la producción total de los 14 miembros de la OPEP asciende a 33.5 millones de barriles diarios (mbd), y en su reciente reunión en Argel acordaron reducirla a 32.5 mbd, a lo que se sumaría en forma externa Rusia, que produce 11.1 mbd, mucho más que la misma AS, con 10.6 mbd. Las producciones de esta última nación, líder de facto de la OPEP, y Rusia se encuentran a su máximo con precios mediocres, cuando podrían recibir mejores dividendos produciendo menos.
     
    El Congreso Mundial de Energía de Turquía, con representantes de los sectores político/energético de 80 países, se celebró bajo el cántico de la transición energética hacia la alternancia de la energía renovable. Mientras llegue la prometida parusía de la energía renovable, Turquía y varios países de Europa, no se diga los gigantes China e India, que ostentan los mayores crecimientos geoeconómicos del planeta, seguirán consumiendo gas y petróleo en la fase transitoria.
     
    Quedó atrás el derribo, en la transfrontera turco-siria, del avión ruso por Turquía. Reuters comenta que la construcción de la base naval permanente de Rusia en Tartús contempla expandir su presencia militar en Siria. Hoy Moscú sopesa reabrir sus anteriores bases en Cuba y Vietnam, cuando se encuentra en pláticas para abrir una base aérea en Egipto (sic) y anhela abrir bases en Venezuela, Nicaragua, Singapur y las islas Seychelles.
     
    ¿Tan fuerte se siente ahora Rusia para avanzar sus piezas de ajedrez en el tablero militar/energético global con el apoyo tácito de China? ¿Habrá detectado Rusia la debilidad de EU, que huye hacia adelante? A juicio del senador ruso Igor Morozov, del Comité de Asuntos Internacionales, el avance en Tartús representa un incremento también de su potencial militar en todo Medio Oriente.
     
    Los contenciosos del binomio Ucrania/Siria, que enfrentan a EU con Rusia, han llevado a que Moscú haya traslado los misiles S-300 a Tartús y los Iskander al enclave ruso de Kaliningrado, que pone en jaque a los países bálticos y a Polonia hasta un radio que alcanza Berlín.
     
    Tan importante como el gasoducto estratégico ruso-turco, de un costo de 10 mil millones de dólares, es la construcción por Rosatom de Rusia de la primera planta nuclear de Turquía en Akkuyu, de un total de cuatro plantas a un costo de 20 mil millones de dólares. El mismo Erdogan ha deplorado la vulnerabilidad en energía que depende de países extranjeros, por lo que contempla que 10 por ciento de la producción eléctrica provenga de fuentes nucleares .
     
    El acuerdo estratégico envolvió el contencioso sirio –donde Moscú y Ankara han acercado sus antagónicas posturas– y la Operación Blindaje del Éufrates, mote de la tolerada intervención del ejército turco en 5 mil kilómetros cuadrados adentro de Siria, con el fin de desalojar a los rebeldes kurdos al este del río Éufrates.
     
    El zar Putin y el sultán Erdogan acordaron aportar ayuda humanitaria a la parte oriental sitiada de Alepo, lo cual pudiera desembocar en la retirada de los yihadistas sirios, pero deja fuera de la jugada la mediación de Francia, muy proclive a Obama. El zar ruso, a la contraofensiva en el electoral mes aciago de octubre en EU, se siente tan fuerte que hasta canceló la visita a su homólogo galo.
     
    Por : Alfredo Jaliftelesurtv.net
     
     
  • Asegurar abastecimiento de Gas, prioridad del gobierno: Minminas

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

     
    En el encuentro se presentaron los antecedentes y desarrollo del Gas Natural en Colombia destacando el crecimiento, los aspectos de política pública definidos para el sector y la planeación del Gobierno Nacional para alcanzar las metas establecidas en el Plan de Desarrollo 2014-2018. Además, se resaltó la prioridad de asegurar el abastecimiento del Gas Natural en el territorio colombiano.
     
    Por otro lado, el Ministerio de Minas y Energía destacó la importancia de seguir incentivando la exploración de este hidrocarburo, pues Colombia cuenta con importantes reservas de gas natural, como la Cuenca Sinú-San Jacinto en los departamentos de Córdoba y Sucre, además de las perspectivas costa afuera en los pozos Orca y Kronos.
     
     
    MME - paisminero.co
  • Chevron no aceptó nueva fórmul del gas de la Creg

    La petrolera, una de las principales proveedoras del hidrocarburo en la Costa, mantendrá su indexador.
     
    1b Gas GuajiraEste martes se cumplía el plazo para que la petrolera Chevron decidiera si aceptaba o no la fórmula propuesta por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg, para el incremento de los precios del gas que vende a los usuarios de la costa Caribe.
     
    La empresa envió un oficio a la Creg en el que aseguró que no aceptaba la nueva fórmula debido a que esta implicaba un nuevo cambio en las normas de juego.
     
    A pesar de que en la mañana sectores políticos e industriales de la costa Caribe pidieron al Gobierno intervenir para que Chevron se ajustara a la nueva fórmula, que incluye entre sus elementos el precio del WTI, finalmente la gigante estadounidense no hizo el cambio.
     
    La resolución de la Creg indica que la adopción de la fórmula es discrecional y depende de acuerdos entre productores y consumidores.
     
    El gremio petrolero ha asegurado en diversas ocasiones que una nueva modificación al indexador afecta la estabilidad jurídica del país.
     
    Portafolio.co
  • Colombia sigue esperando el gas de Venezuela

    Planta Gasificacin Bloomberg 1El Nacional / Pese a que Colombia no ha tenido dificultades para atender el incremento de la demanda de gas por parte de las generadoras térmicas, delegados de Ecopetrol avanzan en los diálogos con las autoridades venezolanas a fin de que ese país inicie las exportaciones de gas a este lado de la frontera, tal como se comprometió hace varios años.
     
    Fuentes del sector energético aseguran que las plantas de generación térmica han venido trabajando sin dificultades, ya que los yacimientos nacionales de gas han podido atender sus necesidades, aunque los precios se hayan incrementado. Sin embargo, el aumento de la demanda de gas por parte de las térmicas es evidente.
     
    En la primera semana de enero del 2016 prácticamente se duplicó al pasar de un promedio de 200 GB para luego bajar a 404 en la segunda, 378 en la tercera, 361 en la cuarta y 382 en la quinta semana del presente año.
     
    "Lo importante es que ha habido gas y que Colombia dispone de energía eléctrica, sin racionamientos, tras esta larga temporada de sequía, a pesar de la menor producción de energía hidráulica... a quienes compraron energía en firme, es decir con una programación definida de entregas, se les está cumpliendo", dijo una fuente del sector.
     
    Los productores de gas reconocen que el hidrocarburo de Venezuela puede impulsar los precios del combustible a la baja.
     
    Colombia y el país vecino tienen un acuerdo en el sentido de que las empresas colombianas le vendía el combustible durante 7 años continuos al vecindario, pero con el compromiso de que una vez contaran con la infraestructura suficiente, es decir, este año, debían venderle gas a Colombia.
     
    Sin embargo, cumplido el periodo en el que Colombia colocó en ese mercado unos 5.000 millones de dólares, entre 2008 y 2015, el gobierno del presidente Nicolás Maduro señaló que no podía  
     
    El Tiempo : Colombia sigue esperando el gas de Venezuela
     
    Con Información de El Nacional
  • Colombia, en el rebusque de gas

    Gas 2

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

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

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

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

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

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

    Petroleo 1Bogotá - Pese a que los precios del barril de petróleo ganaron cerca de 9% en la última semana y no caían por debajo de US$50, el panorama de las dos empresas de hidrocarburos más grandes del país ejemplifica el golpe que el crudo le ha dado al sector en el país.

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

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

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

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

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

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

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

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

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




    Fuente: Larepublica.co / Gabriel Forero Oliveros
     

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Larepublica.co / Merian Araujo R.


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

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

    OA BC247 WsjLa industria de crudo y gas estadounidense ya no se dedica tanto a encontrar nuevas formaciones de esquito para explotar. En cambio, se concentra en hallar maneras de sacarles el jugo a los yacimientos que ya descubrió. Y lo está logrando.
     
    Los resultados están a la vista. EE.UU. se ha convertido en el primer productor de energía del mundo, los precios del gas natural se han mantenido bajos y la producción petrolera estadounidense ha ayudado a prevenir un alza en los precios globales del crudo.
     
    Por supuesto, yacimientos más grandes y más ricos equivalen a costos más altos, lo que deja a los perforadores más vulnerables a una caída en los precios de la energía.
     
    Además, estas operaciones más agresivas crean problemas medioambientales por el mayor uso de arena y agua potable para la fracturación hidráulica. Desechar los líquidos utilizados para la fracturación también puede producir terremotos y las operaciones de mayor envergadura exigen más equipos y viajes en camión, lo que causa dolores de cabeza para las comunidades vecinas.
     
    Lo que no está en disputa es que los pozos recién perforados son mejores que los que están reemplazando.
     
    El número de plataformas de perforación en EE.UU. casi no ha registrado cambios, aunque la producción está creciendo. La Administración de Información de Energía de EE.UU. (EIA, por sus siglas en inglés) bautizó el fenómeno como "productividad perforadora" y señala que no hay señales de una desaceleración.
     
    Lynn Westfall, directora de mercados energéticos y análisis financiero de la EIA, recalca que el número de plataformas en el yacimiento de esquisto Eagle Ford en Texas "no ha cambiado desde 2012, pero la producción por pozo nuevo se ha duplicado".
     
    La innovación marca la diferencia. El gobierno estadounidense proyectó hace poco que la producción petrolera crecerá hasta 2019 para luego estancarse. Sin embargo, un segundo escenario en el informe sugirió que la tecnología de extracción seguirá mejorando, lo que permitirá que la producción de crudo siga incrementando hasta por lo menos 2040.
     
    La historia reciente de la productividad de los pozos de crudo es similar a la del gas.
     
    Headington Oil perforó en 2003 un pozo experimental en la formación de esquisto Bakken, en el estado de Montana cerca de la frontera con Dakota del Norte. La petrolera con sede en Dallas bombeó casi 326.000 galones de líquido y utilizó 290.000 kilos de arena. El pozo produjo 828 barriles al día en octubre de 2003.
     
    Pat Smith, director operativo de Headington, señala que su objetivo era fracturar hasta la última gota, pero no tenía la experiencia necesaria. EOG Resources Corp. perforó un pozo en Eagle Ford el año pasado utilizando 30 veces el líquido que empleó Headington. También usó 6,4 millones de kilos de arena. El resultado: 2.748 barriles diarios.
     
    Headington vendió en 2008 sus activos en Montana a XTO Energy Inc., hoy parte de Exxon Mobil Corp. XOM -0.03%  , por US$1.800 millones.
     
    Por RUSSELL GOLD 
     
    Fuente> WSJournal.com
     
     
  • El gas natural barato de EE.UU. da nuevo aire a la industria mexicana

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

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

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

    Trabajdores  EcopetrolEl 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 reto energético de Colombia en los próximos años es mejorar el acceso equitativo a energía, según el Consejo Mundial de Energía.

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

    Gas FlowProductores, 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

  • Excelerate Energy completa su Operación de Transferencia Barco a Barco (STS) de GNL número 1.000.

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

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

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

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

    TRANSFERENCIAS STS DE LNG DE EXCELERATE ALREDEDOR 
    DEL MUNDO

    UBICACIÓN

    NUMERO DE OPERACIONES

    Argentina

    563

    Brazil

    171

    Caribe

    4

    Chipre

    14

    Dubai

    56

    Gibraltar

    2

    Golfo de Mexico

    4

    Kuwait

    142

    Pakistan

    39

    Reino Unido

    3

    Africa Occidental

    2

     

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

     

  • Ganancias de Ecopetrol repuntan pese a caída en producción

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Eltiempo.co / Reuters

     

     

     

  • GASNOVA ofrece apoyo al Gobierno Nacional para solucionar la crisis energética.

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

    Gas NaturalLas 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

     
    Gasnova PlantaEn 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
     
  • Internacional - Firmados dos acuerdos para solucionar la crisis del gas

    Gas 2Los ministros de Energía de Rusia y Ucrania y el comisario europeo de Energía firmaron el primer documento que recoge las condiciones de entrega de gas ruso a Kiev.
     
    Rusia, Ucrania y la Unión Europea (UE) han firmado este juevesdos acuerdos para solucionar la crisis del gas que amenazaba con afectar al suministro este invierno.
     
    Los ministros de Energía de Rusia, Aleksandr Novak, y de Ucrania, Yuri Prodan, y el comisario europeo de Energía, Günther Oettinger, firmaron un primer documento que recoge las condiciones de entrega de gas ruso a Kiev hasta marzo de 2015.
     
    En paralelo, los consejeros delegados del gigante gasístico ruso Gazprom, Alexey Miller, y de la ucraniana Naftogaz, Andriy Kobolev, firmaron una actualización del contrato de suministro de gas que Rusia y Ucrania sellaron en 2009.
     
    "Ya no hay motivo para que los ciudadanos en Europa pasen frío este invierno", señaló el presidente de la Comisión Europea, José Manuel Durao Barroso, en la rueda de prensa posterior a la firma de los acuerdos, en la que confió en que Rusia y Ucrania sean socios en los que se puedan confiar.
     
    El comisario Oettinger explicó que ambas partes han estado de acuerdo en que la deuda que tiene pendiente Ucrania con Rusia por las importaciones de gas asciende a 3.100 millones de dólares que Kiev pagará en dos tramos.
     
    "Naftogaz está lista para pagar 1.450 millones de dólares a Gazprom como pago parcial del suministro de noviembre y diciembre del año pasado y del comienzo de este año", precisó el político alemán, quien consideró que esto abre la puerta a la recuperación de la relación gasística entre ambas partes.
     
    Oettinger indicó que el segundo pago será de 1.650 millones de dólares, una cifra que corresponde a las importaciones de gas ruso desde comienzos de año hasta junio, cuando Moscú cortó el suministro a Kiev por impago. Una vez que Ucrania satisfaga los pagos por la deuda acumulada, Rusia se compromete a rebajar en 100 dólares (de 485 dólares a 385 dólares por cada 1.000 metros cúbicos) el precio del gas ruso hasta finales de marzo.
     
    Oettinger explicó que esta medida se adoptará mediante un decreto del Gobierno ruso, lo que dará a Kiev la seguridad que reclamaba respecto de los compromisos sobre el precio del gas.
     
    En cuanto a los volúmenes de gas que necesitará Ucrania este invierno y a si dispondrá de la financiación para cubrir su coste, el titular europeo de Energía aclaró que Kiev necesitará 4.000 millones de metros cúbicos de gas, quizá más, y que para pagarlos dispondrá de los ingresos de la compañía Naftogaz, de parte de su presupuesto nacional, y además contará con el apoyo de la UE y el Fondo Monetario Internacional (FMI).
     
    "Ucrania ha confirmado que tendrá los fondos, que necesitará 4.000 millones de metros cúbicos de gas en noviembre y diciembre que pagará tan pronto como le lleguen los fondos", señaló por su parte Novak.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE
     
     
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  • Internacional - Petrobras sellaría con Mitsui la venta de su participación en unidad gasífera

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

  • Irán amenaza más al gas que al crudo

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

    10906067 846700455373561 2667008051475632897 NBloomberg - La reciente adquisición de BG Group Plc por US$70.000 millones es una importante apuesta de Shell a que el gas natural será su vaca lechera en el futuro.
     
    El tránsito de la industria petrolera hacia el gas no es nuevo: después de todo, la revolución de la fractura hidráulica del esquisto está en su segunda década. Sin embargo, la decisión de Shell es una enfática confirmación de que algunos miembros de la familia de las grandes petroleras creen firmemente en que el gas tendrá un papel cada vez más importante en satisfacer la demanda de energía de países emergentes como China e India, que están tratando de ir abandonando el carbón, que es más contaminante.
     
    “El gas probablemente supere al carbón como segundo combustible del mundo para fines de la década de 2020”, dijo Jonathan Stern, responsable del programa de gas natural del Instituto de Estudios Energéticos de Oxford.
     
    El gas se presenta como el combustible preferido en todo el mundo porque es más limpio que el carbón y el petróleo, lo que ha llevado a la Agencia Internacional de la Energía a decir en 2011 que el mundo estaba entrando en una “edad de oro del gas”. Con una decisión muy simbólica, China anunció el mes pasado que convertiría al gas a la última de las cuatro grandes centrales eléctricas a carbón de los alrededores de Pekín el año que viene.
     
    En septiembre pasado, en una reunión de la industria petrolera paralela a una sesión de las Naciones Unidas sobre el calentamiento global, algunos de los principales productores del mundo se pusieron de pie para declarar que el gas les daba una enorme ventaja sobre el carbón en la batalla contra el cambio climático, según el sitio web Responding to Climate Change.
     
    “Uno de nuestros aportes más importantes es producir gas natural y reemplazar el carbón en la generación de electricidad”, dijo Helge Lund, entonces máximo responsable ejecutivo de Statoil ASA, mencionando cifras que mostraban que pasar del carbón al gas podía reducir a la mitad las emisiones del mundo.
     
    Hasta hace poco, el carbón era la fuente de energía de más rápido crecimiento en el mundo, promediando una tasa anual de 5%. La AIE con sede en París pronosticó que la tasa se desaceleraría a 1% de 2012 a 2020 y luego a 0,3% en la década de 2020, a medida que China y otros países emergentes combatan la contaminación.
     
    El máximo responsable ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, dijo en febrero que “el pasaje del carbón al gas natural” era necesario para luchar contra el cambio climático. “Cuando se lo usa para generar energía, el gas produce la mitad de CO2 que el carbón”, declaró ante un público de ese sector industrial.
     
    Para Shell, esta es la segunda operación centrada en el gas en otros tantos años. A comienzos de 2014, compró la empresa de gas natural licuado de la española Repsol SA por US$4.100 millones. El grupo anglo-holandés no es el único que apuesta al gas: Chevron Corp., BP, Total SA y Exxon Mobil Corp. también están realizando grandes inversiones en el combustible.
     
    fuente: Bloomberg
  • La búsqueda de gas natural lleva a las petroleras a nuevos extremos

    Anadarko ExpPALMA, 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 presión sobre los commodities continuará, dice el BCE

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

    Hoy fue oficializado convenio entre Pacific y EXMAR, la naviera Belga, para la evaluación y desarrollo de nuevos mercados para el gas natural licuado.
     
    ·         La iniciativa incluye la primera barcaza de licuefacción de gas natural en el mundo, actualmente en construcción, y un gasoducto de 84 kilómetros de longitud, incluyendo un terminal marítimo.
     
    ·         La barcaza procesará diariamente 70 millones de pies cúbicos de gas y proyecta el crecimiento del sector de gas natural en Colombia.
     
    ·         El acuerdo fue firmado en un evento especial que contó con la presencia de la Princesa Astrid de Bélgica; el Vicepresidente de Colombia, Germán Vargas Lleras; representantes del Gobierno Colombiano; el Presidente de la naviera EXMAR, Nicolás Saverys y el Presidente de Pacific Rubiales, José Francisco Arata.
     
     
    Gas PropanoTras 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
     
  • Licencias y permisos, tema crítico para el suministro de gas

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

    Se trata de la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación Höegh Grace, que atracó en la Sociedad Portuaria El Cayao este 1 de noviembre de 2016.Se trata de la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación Höegh Grace, que atracó en la Sociedad Portuaria El Cayao este 1 de noviembre de 2016.Procedente de Corea, arribó la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación de Gas Natural Licuado, Grace, a la bahía de Cartagena en el puerto de la Sociedad Portuario El Cayao. 
     
    "Con  esta terminal de regasificación, el país contará con mayor oferta de gas natural para abastecer la demanda térmica y de paso mejorar la confiabilidad en el despacho eléctrico nacional", afirmó la Viceministra de Energía Rutty Paola Ortiz.
     
    Con una capacidad de carga de 170.000 m3 y una capacidad de regasificación de 400 millones de pies cúbicos diarios, esta terminal de regasificación permitirá garantizar mayor confiabilidad al sistema energético del país. 
     
    Según autoridades de la Sociedad Portuaria El Cayao se tiene previsto recibir en las próximas semanas el primer cargamento de Gas Natural Licuado (GNL) y proceder con la respectiva distribución a la red nacional de gasoductos. 
     
    Finalmente, se espera que para finales del mes de noviembre entre completamente en servicio esta terminal de regasificación, luego de 16 meses de construcción.
     
    Para mayor información, se anexa a continuación la ficha técnica de la terminal de regasificación Höegh Grace:
     
    Nombre: Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés)
    Número IMO: 9674907
    Año de construcción: 2016
    Ciudad de construcción: Ulsan, Corea
    Fabricante: Hyundai Heavy Industries
    Eslora: 293,81 m
    Manga: 46 m
    Capacidad de carga: 170.000 m3 
    Capacidad de regasificación: 400 MMPCD (millones de pies cúbicos diarios)
    Clasificación: DNV-GL
     
    MME-Paisminero.co
  • 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
     
    GNVEl GLP o gas propano, como se le conoce popularmente, es un excelente combustible para motores. Por esto es uno de los carburantes con mayor crecimiento en el mundo. Se habla de cifras de más de 22 millones de vehículos en el mundo que lo utilizan como fuente de energía.
     
    Bogotá D.C., 05 de agosto de 2014. Ante las preguntas que empiezan a surgir alrededor del futuro energético del país, sustentadas principalmente por las proyecciones en la producción de petróleo, surge como una solución a corto y mediano plazo el fortalecimiento de la industria del gas combustible en el país.
     
    Colombia empezará a tener excedentes en la producción de Gas Propano a partir de 2017, lo cual abre la necesidad de crear una mayor demanda sobre este hidrocarburo, allanando el terreno para un mayor consumo de combustibles limpios en el país, a precios muy económicos.
     
    Es preciso superar desbalances en la política energética del país, promoviendo la igualdad de trato entre los diversos energéticos que compiten en el mercado.
     
    En Colombia, el gas propano se ha limitado a los usos domésticos como cocinar, calentar, o ambientar. Pero ahora el panorama muestra que ante los previsibles incrementos de oferta de este hidrocarburo, tanto en Colombia como a nivel mundial,  se abre una gran oportunidad para el país en materia energética. No en vano, en los países más avanzados del mundo es usado como combustible para desarrolllos agroindustriales e industriales y para movilizar automóviles, flotas comerciales y de taxis, motonaves y barcos medianos, entre otros.
     
    GASNOVA, Unión de Empresas Colombianas de Gas Propano, ha enumerado cuatro (4) grandes retos al Gobierno Central para estimular el desarrollo del Gas Propano en el país, como un complemento indispensable para los próximos años.
     
    1.     Ampliar a todo el país el subsidio al consumo de GLP a los usuarios de los estratos 1 y 2. Desde mayo pasado más de 22000 familias en 4  departamentos se han beneficiado con subsidios al Gas propano. Los usuarios que consumen gas propano, derivan ese derecho de lo previsto por la ley 142 de 1992, ley de servicios públicos domiciliarios. Los usuarios residenciales más pobres del país son los que más consumen gas propano y tienen derecho a recibir subsidios, tal como también lo reciben los usuarios pobres de los estratos 1 y 2 que consumen gas natural y electricidad.
     
    2.     Incluir expresamente el “Plan de subsidios al Consumo del GLP” en el Proyecto de Ley de Presupuesto para la vigencia fiscal del 2015, con el fin de garantizar este beneficio para las poblaciones vulnerables del país. El Plan Piloto actual se podría ampliar para incluir sitios de gran importancia social para el país como es el caso de los departamentos y poblaciones de la Costa Pacífica, en particular, Chocó, Buenaventura, Cauca y Nariño y los departamentos limítrofes con Venezuela, Ecuador, Panamá y Brasil.
     
    3.     Igualdad de trato tributario y arancelario entre energéticos que compiten en el mercado. El gas natural y la electricidad, tanto nacional como importados, están excluidos de IVA para todos los usos. El gas propano, no, pero si debe estar en pie de igualdad con estos dos energéticos.
     
    4.     Aprobación del Proyecto de Ley para promover el autogás y otros usos del GLP en la industria, agroindustria y generación de electricidad, lo cual permite a los colombianos disponer de una nueva opción, económica y ambientalmente amigable, para suplir sus necesidades de energía.
     
    Estas iniciativas se presentan como requisitos fundamentales para garantizar la sostenibilidad energética del país en los próximos años, para lo cual todo el sector de hidrocarburos debe buscar los caminos para ampliar la oferta energética y así poder llegar a todos los rincones del país y satisfacer las necesidades de todos los ciudadanos.
     
     
  • Más de 30.000 millones adicionales pagaron usuarios pobres de Gas por error de la CREG

    Gas LiquadoDesde mediados del 2011, por decisión de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), todos los consumidores de gas propano de la Colombia continental, pagan a través de CENIT filial de Ecopetrol, una estampilla destinada a subsidiar el transporte marítimo del gas propano que se envía desde Cartagena al Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.
     
    Aunque este es un apoyo altruista a nuestra isla insignia, la fórmula regulatoria diseñada por la CREG para cobrarlo, contiene un error muy delicado de diseño, que ha llevado durante los últimos 24 meses a recaudar una suma superior a $30.000 millones de pesos colombianos, un valor excesivo para financiar el transporte de cilindros de gas propano a la isla. Cabe resaltar, que la diferencia surge del costo real del flete marítimo y el valor que se recauda por cada kilo consumido en el interior del país.
     
    La situación es preocupante si se tiene en consideración que hace dos años el costo de la estampilla era de $22,17 por kilo y el precio actual está en $176 por kilo. Se estima que para el período comprendido entre noviembre de 2015 y febrero de 2016, este sobreprecio registró un incremento del 53%, es decir, pasó de costar $115 a $176 por kilo, o sea un aumento de $915 por cilindro de 15 kilos.
     
    Este incremento desmesurado del 53% durante los últimos tres meses no se compadece con los costos de transporte marítimo y está castigando el precio de los cilindros de gas que consumen las personas de estratos uno y dos de Colombia, las clases más necesitadas y pobres de nuestro país.
     
    Lo anterior, se traduce en que los usuarios de gas propano del interior del país han tenido que pagar a causa de la estampilla un monto que supera en más de $30.000 millones para subsidiar los costos relacionados con el transporte marítimo de los 200.000 kilos mensuales que consume el Archipiélago. Estas cifras aumentan constante y considerablemente a razón de los errores de la fórmula diseñada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
     
    De acuerdo con Nicolás Botero, Presidente de GASNOVA, Unión de Empresas Colombianas de Gas Propano: “en el 2011 cuando la CREG expidió la resolución introdujo un factor tarifario destinado a pagar el costo del transporte marítimo a San Andrés. Este sobreprecio ha aumentado en tales proporciones que ha llevado a incrementos injustificados en el precio de los cilindros de gas propano del interior del país, pues el servicio de transporte de GLP a San Andrés, Providencia y Santa Catalina no lo asumen sino en un 19% los ciudadanos del archipiélago, dejando el 81% restante a cargo de los consumidores del interior del país.
     
    Por eso GASNOVA, en su lucha por evitar los incrementos injustificados para los usuarios y distribuidores de gas propano a cuenta de factores externos al mercado, solicita encarecidamente que la CREG corrija el error y reestructure la fórmula regulatoria,  pues hasta el momento esta regulación solo ha damnificado a los usuarios del interior del país y a las empresas legales de GLP.
     
    Gasnova
  • México: Van 322 permisos para explotar gas de las minas de carbón

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

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

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

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

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

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

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

    Se trata de un instrumento que provee información sobre las transacciones de largo y corto plazo en el mercado del gas natural en el país. “Más información significa mayor transparencia. Vamos a tener mejores precios y más inversión”, dijo al respecto el Ministro Tomás González.
     
    MmeEl 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
  • Nueva propuesta de la Creg amenaza a las plantas térmicas

    Termoelectrica PlantaCreg 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

    Gas MetanoCuatro 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 empresario responsable de la caída del petróleo

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

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

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

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

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

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

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

    PlataformasEs 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 de esquisto en EE.UU. bajaría en 600.000 barriles diarios a enero

    Shale OilEl 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
     
  • Productores de petróleo buscan estabilizar mercado

     Alexandr Nóvak, ministro de energía Ruso Alexandr Nóvak, ministro de energía RusoEl ministro ruso de Energía, Alexandr Nóvak, no descartó que al margen de la reunión ministerial del Foro de Países Exportadores de Gas, programado para el próximo jueves 17  en Doha (Qatar), se aborden las medidas para estabilizar el mercado del petróleo.
     
    “En el Foro participarán numerosos países miembros y no miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), por eso tendremos una oportunidad para abordar este tema, porque normalmente los que exploran petróleo, exploran también el gas, en general se trata de los mismos países”, señaló Nóvak según reseñó Sputnik
     
    El 28 de septiembre la OPEP acordó establecer límites en la extracción de crudo en un rango de 32,5 y 33 millones de barriles diarios, unos 700.000 barriles menos de lo que produce actualmente. Sin embargo, los niveles de producción de cada país todavía están pendientes de confirmación en la próxima reunión del organismo el 30 de noviembre, en Viena, cuando también se anunciará la fecha de entrada en vigor del acuerdo.
     
    Los países de la OPEP y otros grandes exportadores de petróleo han tomado esta decisión en un foro de energía en celebrado en Argelia en el que debatieron las medidas a adoptar para estabilizar el mercado de crudo.
     
    Visita a Irán
     
    Los representantes de las empresas petroleras rusas visitarán Teherán  esta semana, informó  el  viceministro iraní de Petróleo, Amir Zamani-Nia.
     
    “Durante la visita se celebrarán numerosas negociaciones con la Compañía Nacional Iraní de Petróleo (NIOC) sobre los memorandos de entendimiento”, indicó.
     
    Según el viceministro, la delegación estará compuesta por los representantes de las empresas Gazprom, Lukoil, Tatneft y Zarubezhneft.
     
    Agregó el funcionario que una delegación de altos cargos de Gazprom visitará Teherán la primera semana de diciembre para negociar con la NIOC. Antes Zamani-Nia informó que varias empresas rusas de petróleo y gas, incluido Lukoil, Zarubezhneft, Rosneft, Gazprom, firmaron acuerdos previos de trabajo conjunto con las empresas iraníes.
     
    ElUniversal.com
  • Puerto El Cayao contrató primer envío de gas licuado

    Puerto el Cayao -Puerto el Cayao -Bogotá_La Sociedad Portuaria El Cayao (Spec LNG), adjudicó el primer cargamento de Gas Natural Licuado (GNL) que será utilizado para proveer a los generadores térmicos.
     
    Este cargamento tendrá un volumen entre 125.000 y 165.000 metros cúbicos de GNL y está programado para llegar en octubre de este año.  
     
    “Para Colombia este es un hito muy importante puesto que llegará el primer cargamento de GNL al país, y permitirá que el Grupo Térmico cuente con la infraestructura necesaria para garantizar sus obligaciones de energía en firme con gas natural importado”, dijo José Luis Montes, gerente de Spec LNG.
     
    Este primer encargo de GNL será traído a Colombia por Mitsui & Co., empresa con casa matriz en Japón. Este gas llegará directamente a la bahía de Cartagena donde actualmente se construye la primera terminal de regasificación propiedad de Spec LNG. 
     
    El gerente de la compañía aseguró que “la construcción de la planta avanza por encima de las expectativas. Hoy la curva S del proyecto se encuentra en 88%, frente a 87% esperado para esta época”. 
     
    Montes también dijo que para Colombia, la importación de GNL representará un nuevo horizonte para la generación de energía puesto que este combustible compensará el déficit que existe en los yacimientos de gas ubicados en La Guajira y permitirá mitigar las amenazas de racionamientos eléctricos durante los eventos de sequía, como el pasado Fenómeno de El Niño. El proceso emprendido por la sociedad portuaria se realizó luego de un proceso licitatorio en donde participaron 12 compañías internacionales. 
     
    Por otra parte, el Ministerio de Minas y Energía informó que se actualizará el formato básico minero tanto para la vigencia semestral como la anual. Uno de los cambios en la norma está en la presentación a través de plataformas digitales. 
     
    LaRepublica.co
  • 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).
     
    Gas USAEl 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.
     
    Gas CampoEl 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.
     
    Gasnova PlantaAsí 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

    Gas NaturalLa 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
  • Shale gas proveniente desde EE.UU. ingresará a Chile sin arancel

    Shale GasA 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
  • Shell recibe una oferta de 464 millones por su división francesa de gas licuado de petróleo

    Plataforma ShellPlataforma ShellLa petrolera anglo holandesa Royal Dutch Shell ha recibido una oferta de compra de 464 millones de euros por su división de gas licuado de petróleo (GLP) Butagaz en Francia de la compañía irlandesa DDC Energy, según informa la compañía en un comunicado.
     
    Como respuesta esta oferta, Shell ha garantizado exclusividad a DDC Energy mientras consulta con los representantes de los trabajadores de Butagaz y Shell Francia.
     
    Además, añade que la operación de venta de la división de GLP en Francia, que está previsto se complete este 2015, está sujeta a la obtención de la aprobación de los reguladores tras estas consultas.
     
    Asimismo, aclara que el resto de actividades que tiene la petrolera anglo holandesa en Francia (Aviación, Flota Comercial, Lubricantes, Actividades Minoristas y Especialidades) continuarán operando como hasta ahora.
     
    Shell asegura que esta operación es coherente con su estrategia de concentrar su presencia en 'downstream' (refino y marketing) en un menor número de activos y en mercados donde pueda ser más competitiva. Además, coincide con su plan para abandonar las actividades de GLP a nivel global.
     
    Leer más:  Shell recibe una oferta de 464 millones por su división francesa de gas licuado de petróleo - elEconomista.es  http://www.eleconomista.es/empresas-finanzas/noticias/6721896/05/15/Economia-Finanzas-Shell-recibe-una-oferta-de-464-millones-por-su-division-francesa-de-gas-licuado-de-petroleo.html#Kku8TrhCCfMwhlp0
     
    Fuente:EP
  • Siemens busca aprovechar el auge del gas natural en Estados Unidos

    Siemens(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.
     
  • Tanap, el ducto de gas natural en el que Turquía y la UE cifran su independencia energética

    e estima que, en 2023, la cantidad de gas que circularía por esa tubería ascendería a 23.000 millones de metros cúbicos y, en 2026, a 31.000 millones.
     
    A mediados de marzo los mandatarios de Turquía, Azerbaiyán y Georgia le dieron luz verde a las obras para erigir el Ducto de Gas Natural Trans-Anatolio (Tanap).A mediados de marzo los mandatarios de Turquía, Azerbaiyán y Georgia le dieron luz verde a las obras para erigir el Ducto de Gas Natural Trans-Anatolio (Tanap).En búsqueda de opciones para no depender excesivamente del gas natural proveído por Rusia, los Estados occidentales volvieron la mirada al Bósforo a mediados de marzo, cuando los mandatarios de Turquía, Azerbaiyán y Georgia le dieron luz verde a las obras para erigir el Ducto de Gas Natural Trans-Anatolio (Tanap), una tubería de 1.850 kilómetros de longitud que costará más de 9.000 millones de euros y transportará 16.000 millones de metros cúbicos de gas anuales desde el territorio azerbaiyano hacia el turco a partir de 2018.
     
    Uno de los objetivos más ambiciosos de sus operadores es unir el Tanap con el TAP, el Ducto Trans-Adriático, para terminar llevando gas natural a la Unión Europea (UE) en 2020. Se estima que, en 2023, la cantidad de gas que circularía por esa tubería ascendería a 23.000 millones de metros cúbicos y, en 2026, a 31.000 millones. “Nosotros queremos convertir a Turquía en el centro de distribución energética de la región”, dijo el presidente turco, Recep Tayyip Erdogan, hace dos semanas. Y no será la UE quien le lleve la contraria.
     
    Un gasoducto con mucho potencial. De hecho, el pasado 11 de marzo, antes de que comenzara la construcción del Tanap, la Comisión Europea oreó explícitamente su deseo de iniciar una sociedad político-energética con Turquía. “El Tanap llevará enormes volúmenes de gas natural desde los yacimientos de las cuencas del Caspio hasta el mercado comunitario, pasando por Turquía. Esto lo erige en uno de los proyectos internacionales más importantes de su tipo”, sostiene Mehmet Ögütcü, presidente del Bosphorus Energy Club.
     
    Pero, ¿acaso de está esperando demasiado del Tanap? Después de todo, por sí sola, la UE consume más de 250.000 millones de metros cúbicos de gas anualmente. Ögütcü responde optimista, señalando, por un lado, que el gasoducto transanatolio sólo podrá satisfacer una parte muy pequeña de la demanda europea, y por otra parte, que el Tanap podría conectarse a mediano o largo plazo con otros yacimientos en Azerbaiyán, Irán, Turkmenistán, la Región Autónoma de Kurdistán en Irak y la zona oriental del Mediterráneo.
     
    Rusia no será desbancada. En Turquía y en el bloque comunitario coinciden en ver al Tanap como un proyecto que les garantizará mayor independencia de la industria energética rusa. De momento, el 60% del gas que consumen los turcos es de origen ruso. En ambos lados del Bósforo sueñan también con un servicio de abastecimiento menos costoso. El precio del gas natural proveniente de Azerbaiyán es más barato que el ruso, según Necdet Pamir, experto en cuestiones energéticas del opositor Partido Popular Republicano (CHP) de Turquía.
     
    No obstante, es poco probable que Rusia se duerma sobre sus laureles mientras se construye el Tanap. Ese país posee el 17% de las reservas mundiales de gas natural y exportó más de 160.000 millones de metros cúbicos a la UE en 2013. “Los productores azerbaiyanos no pueden competir con la capacidad de los rusos. Las geografía también pesa a favor de Rusia. Los costos de transporte hacia Europa son relativamente altos. Debemos admitir que Rusia seguirá siendo uno de los distribuidores de gas más importantes de la UE”, concede Pamir.
     
    Deutsche Welle
     
     
  • 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

    Gas TranspBogotá - 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

  • Viceministro presenta avances de GNV en Bogotá

    Carlos Fernanado Erazo - Viceministro de enegíaCarlos Fernanado Erazo - Viceministro de enegíaEl Viceministro de Energía Carlos Fernando Eraso visitó este viernes una estación de servicio en el occidente de Bogotá, donde revisó los avances y retos del gas natural vehicular  (GNV) en Colombia. El país cuenta con más 515 mil vehículos que pueden usar este combustible con lo cual ocupa el octavo puesto a nivel mundial. Esto muestra el compromiso del Gobierno Nacional con el medio ambiente y de su interés por beneficiar económicamente a los consumidores.
     
    El Viceministro reconoció cómo el gas natural vehicular ha cambiado la vida de los taxistas en Bogotá: "El señor Franco Miranda tiene un taxi de 1.000 centímetros cúbicos, con el que recorre 250 kilómetros de la ciudad a diario y durante 26 días al mes. Franco me contó que ahorra el 55 por ciento en el costo de combustible por usar gas natural”, dijo el Carlos Eraso en el evento.
     
    Junto a un grupo de usuarios del combustible, el Viceministro recorrió la estación de servicio guiados por un funcionario de la empresa distribuidora de gas que explicó los avances en el desempeño de los motores acondicionados para  vehículos convertidos así como en los métodos de instalación.
     
    El Ministerio de Minas y Energía promueve el desarrollo del gas combustible para su uso en automotores, buscando sustituir  líquidos como la gasolina y el ACPM, pensando en reducir costos para los consumidores al momento de tanquear sus vehículos y  estimular el uso de combustibles más limpio para el medio ambiente.
     
    "Queremos que estos proyectos de GNV sigan contando con el esfuerzo conjunto entre el Gobierno Nacional y la empresa privada, y que permitan que más colombianos se beneficien de este recurso”, agregó el funcionario.
     
     
    MME
  • YPF y Gazprom cerraron acuerdo de inversión por más de US$1.000 millones

    La empresa hidrocarburífera rusa anunció, por medio de su titular Alexéi Miller, el convenio con la petrolera estatal argentina para la exploración y producción de gas en el país sudamericano.

    Gazprom(1)El titular de la empresa hidrocarburífera rusa Gazprom, Alexéi Miller, aseguró hoy en San Petersburgo a la ministra de Industria, Débora Giorgi, que cerraron un acuerdo de confidencialidad con la petrolera estatal YPF para la exploración y producción de gas en la Argentina, con inversiones superiores a US$1.000 millones.
     
    En un comunicado, la cartera industrial informó que el ejecutivo ruso aseguró: “Vamos a trabajar con todos los medios posibles”, y anticipó que en noviembre viajarán especialistas a nuestro país.
     
    “Estamos dispuestos a participar en el entrenamiento de personal, aportando nuestras experiencias”, sostuvo Miller, quien además expresó su interés en la producción de GNC, según Industria.
     
    Por su parte, Giorgi recalcó la importancia del “aporte de transferencia de tecnología que necesita la Argentina en equipos y maquinaria pesada” y subrayó que existen “US$10.000 millones de déficit energético y de allí surgen las posibilidades que se abren para el sector”.
     
    La ministra destacó el trabajo de YPF y la recuperación de producción, y advirtió: “Queremos socios para financiar proyectos, no solo en Vaca Muerta, sino en otros yacimientos en lo no convencional”.
     
    Se prevé que el acuerdo entre Gazprom e YPF se sume también la firma Wintershall –propiedad de la alemana Basf- una socia muy antigua de Gazprom, que está dispuesta a ampliar la cooperación. Wintershall tiene el 9% de la producción de gas en la Argentina.
     
    Durante el encuentro, realizado en el marco del Foro Internacional de Gas de San Petersburgo, Giorgi también analizó con Miller la posibilidad de colaboración en otros ámbitos, como geociencias, con los antecedentes de Venezuela, Bolivia y otros países de América Latina.
     
    La ministra recordó que Argentina “ya le compra gas licuado a Gazprom a través de Enarsa y queremos llegar al mejor acuerdo entre partes” y remarcó que la relación “se profundizó tras la visita del presidente de la Federación Rusa, Vladimir Putín, en julio pasado”.
     
    Del encuentro participaron también representantes de la firma Galileo, empresa de GNC, que forma parte de la delegación argentina en Rusia y que ya ha vendido a Gazprom.
     
    Giorgi anunció además a Miller que las petroleras de Latinoamérica se reunirán del 21 al 23 de octubre en México para avanzar en fabricación de partes en el continente: “Hay que evitar las recurrentes crisis de endeudamiento”, sostuvo la ministra, y agregó: “Es una forma de sometimiento, tanto como el de no disponer de las tecnologías”.
     
    Gazprom es una empresa controlada por el Estado ruso, con presencia en 35 países, entre otros Venezuela y Bolivia, y ventas anuales por más de US$30.000 millones.
     
    Télam - Americaeconomia.com

     

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