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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.
     
  • ¿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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  • ‘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/Reingeniería estructural del mercado de gas

    En el 2013, el consumo interno promedio de gas natural fue de 982 Mpcd, de los cuales el 13 % correspondió a demanda residencial, el 29 % a generación eléctrica y el 50 % a industria.
     
    Gas NaturalA partir de enero de 2015, el mercado mayorista de gas natural del país pondrá en marcha una transformación histórica que lo ubicará en los primeros lugares de desarrollo en Latinoamérica.
     
    El negocio del gas en Colombia ha tenido un desarrollo importante y sostenido desde sus inicios, con la implementación del Plan de Masificación de Gas en la década de los 90. Este le permitió al país incorporar en su canasta energética un combustible de menor costo y más amigable con el medio ambiente, que los hidrocarburos líquidos, de los cuales era totalmente dependiente en ese momento.
     
    En la actualidad, el gas tiene un lugar importante en nuestra canasta energética. En el último balance de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), del Plan Energético Nacional, se aprecia que en el consumo final de energía del país, el gas representa el 18 por ciento y tiene además un gran impacto económico y social.
     
    En el 2013, el consumo interno promedio de gas natural fue de 982 Mpcd, de los cuales el 13 por ciento correspondió a demanda residencial, el 29 por ciento a generación eléctrica y el 50 por ciento a industria.
     
    Pero el negocio no es estático. Requiere asegurar que la demanda eléctrica actual y proyectada pueda abastecerse en su totalidad siempre que lo requiera y que los demás sectores tengan mínima incertidumbre frente a sus requerimientos.
     
    No obstante, el crecimiento en la demanda no ha estado acompañado de forma paralela con el necesario incremento en la oferta y en la infraestructura. Los balances de la UPME evidencian la necesidad de encontrar nuevas fuentes de suministro que permitan incorporar reservas probadas y así mismo, ampliar la infraestructura de transporte para cubrir las necesidades proyectadas de los centros de consumo.
     
    En la última declaración de producción efectuada por los productores-comercializadores para el periodo 2014-2023, se observa un fuerte decrecimiento de la capacidad de producción disponible para ventas, que pasa de 1.188 a 819 Gbtud, en esta década.
     
    De todos es conocido que las inversiones que se requieren para el desarrollo de proyectos en búsqueda de nuevas fuentes de gas y en el transporte del mismo son muy significativas.
     
    Inversiones que requieren el aseguramiento de mercados organizados, tanto nacionales como internacionales, en los que se pueda colocar el hidrocarburo una vez esté disponible.
     
    En aras de propender por el abastecimiento de largo plazo del sector de gas natural en Colombia y partiendo de varios estudios, el Gobierno Nacional se propuso colocar el mercado nacional en el ámbito internacional, modernizándolo y facilitando su tránsito hacia su completa madurez, con el propósito de incentivar la inversión de capitales, nacionales extranjeros, en las actividades que conforman el negocio, para asegurar su continuo y oportuno crecimiento y permitir la libre importación y exportación de excedentes de gas.
     
    Dicho resultado solo podía lograrse reestructurando totalmente las reglas que enmarcan el funcionamiento de la cadena del gas, y fue así como el Ministerio de Minas y Energía asumió la tarea de trazar una clara política, definiendo los lineamientos estratégicos con los cuales el ente regulador debía establecer las normas para el actuar de los agentes que participan en este mercado.
     
    El diseño de esta nueva normatividad detectó la necesidad de contar con un gestor del mercado, el cual tendrá como función esencial, lograr la convergencia en la información transaccional y operativa del sector para otorgarle dinamismo y transparencia, mediante la ejecución centralizada de los negocios, a través de documentos estándar que les confieren mayor liquidez, al hacerlos fácilmente transables. El gestor será la base del mensaje de confianza institucional en la búsqueda del abastecimiento en el largo plazo.
     
    El gestor también ofrecerá la plataforma a través de la cual se harán negocios competitivos y centralizará la información de los mismos, así como la operativa referente a disponibilidad de suministro y transporte.
     
    Como estos datos estarán al alcance de todos los agentes, se podrá lograr una formación eficiente de precios, promover el uso óptimo de infraestructura de suministro y transporte, eliminar la asimetría en la información y dar transparencia a las negociaciones, en especial, las del mercado secundario (reventa) y las de corto plazo.
     
    La Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) fue seleccionada para ejercer como gestor del mercado de gas natural del país a partir de enero de 2015, mediante un concurso adelantado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), en el que participaron grandes empresas de reconocido prestigio.
     
    La BMC está totalmente comprometida a ejercer su gestión, basada en principios de neutralidad, transparencia, objetividad e independencia, y será el vehículo a través del cual se desarrollará la nueva era del negocio del gas en el país, en busca de su oportuno abastecimiento y su participación en mercados de importación y exportación.
     
    Iván Darío Arroyave A.
    Presidente, Bolsa Mercantil de Colombia
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Canacol busca producir 130 millones de pies cúbicos de gas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño Espinosa

  • 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 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 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

  • 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

  • Gas Natural llega a Ituango

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

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

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

    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
  • 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.
     
     
  • 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 enigma de Pacific Rubiales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Los vigilantes

    Gerardo Hernández - Superintendente Financiero

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

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

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

    Francisco Reyes - Superintendente de Sociedades

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

    Respuestas de Pacific Rubiales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Elespectador.com / Norbey Quevedo Hernández

     

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

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

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

    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
     
  • Precios del gas de La Guajira, por las nubes

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

    Durante el foro académico Colombia Genera, realizado por la Andi, el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda Mera, expresó que el país tiene un problema serio de oferta y demanda de gas.
     
    Fransisco Lloreda“El país se ha centrado en una discusión de corto plazo, inmediatista. No se ha percatado que el gas más costoso es el que no existe. Si no se honran los contratos y se respetan las reglas del juego, se pone en riesgo la producción de gas a futuro.” señaló Francisco José Lloreda Mera, Presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP).
     
    De acuerdo con el dirigente gremial la oferta de gas del país en 2015 será de 1.200 millones de Pies Cúbicos, pero para 2018 se tendrá un déficit de 190 millones de Pies Cúbicos, y para 2021 un déficit de 345 millones de pies cúbicos.
     
    Con estas cifras, Lloreda Mera encendió las alarmas sobre la difícil situación que afronta el sector del gas en Colombia. “Tenemos un problema serio de oferta y demanda de gas (…) entre los años 2015 y 2028 las reservas probadas declinarán 5 por ciento anual; es decir, un déficit a partir de 2018, y en la Costa Atlántica a partir del año 2017”, manifestó el líder gremial ante los más de 300 asistentes al foro Colombia Genera organizado por la ANDI en Cartagena.
     
    Lloreda Mera enfatizó que las reservas de gas son limitadas y que están decreciendo, por lo que urge una solución ser integral. “De lo contrario, preparémonos para ser importadores de gas, pagando precios mucho más altos que los actuales”, señaló Lloreda.
     
    Según Lloreda una solución integral debe incluir incentivos a la exploración y producción de gas “con reglas justas, claras y estables, solucionar los cuellos de botella en materia de infraestructura de transporte, y facilitar las pruebas, para llegar luego al consumidor.” 
     
    Una posible salida
     
    “Tenemos 23 proyectos de producción de gas en evaluación, la mayoría en la Costa Atlántica. Si resultan positivos, tendremos una oferta adicional de gas, lo que sería una muy buena noticia para el país y para la Costa, pues permitiría ampliar la oferta de gas, aunque la solución de abastecimiento de mediano y largo plazo está en los Yacimientos No Convencionales y Costa Afuera, lo que requerirá inversiones muy cuantiosas. De ahí la importancia de tener reglas del juego claras y estables,” señaló el Presidente de la ACP.
     
     
    Fuente: Dinero.com
  • Primer hallazgo de gas en aguas del Caribe

    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
     
  • 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
  • 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.
     
  • 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

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

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