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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

  • 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
  • Ecopetrol compra a proveedores nacionales

    Proveedores PetrolA septiembre la contratación gestionada por la petrolera de mayoría estatal superó los $13 billones. Tiene una red de 2.608 proveedores locales, lo que indica que el 93 % de compras es a proveedores nacionales.

    Ecopetrol informo a través de un comunicado que continúa comprometida con el desarrollo económico del país y de los diferentes actores de las regiones donde opera. Así lo reflejan las más recientes cifras de contratación, que muestran que de los $13,37 billones que la empresa contrató entre enero y septiembre del 2014, el 93% se realizó con proveedores nacionales.

    En los nueve primeros meses del año, se gestionaron contrataciones con 2.608 proveedores, de los cuales el 56% son del Centro-Oriente del país, el 10% de Magdalena Medio, el 9% de Occidente, el 7% de la región Caribe, el 7% del Sur del país, el 3% de Meta-Vichada y el 2% de la zona Casanare-Arauca.

    La contratación por regiones, en valor, fue la siguiente:

    Región Centro Oriente $6,6 billones

    Región Magdalena Medio $2,18 billones

    Región Meta - Vichada $2,93 billones

    Región Sur $735 mil millones

    Región Caribe $394 mil millones

    Región Casanare - Arauca $245 mil millones

    Región Occidente $125 mil millones

    La contratación local cuenta con 42 categorías de bienes y/o servicios que se contratan localmente, entre las que se destacan: alimentación, rocería, manejo de residuos sólidos, transporte, cargue y descargue de carrotanques, transporte fluvial de personal, obras civiles, obras eléctricas y redes eléctricas, entre otras.

    Durante este periodo, el 32% de la contratación local fue apalancada por categorías como el transporte terrestre de personal, el servicio de salud, obras civiles, cargue y descargue de carrotanques, servicio de salones y logística, entre otros.


    Por: Paisminero.co / CP - Ecopetrol

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  • 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

  • Estados Unidos da vía libre a exportaciones de gas licuado

    Gas LiquadoYa fueron autorizadas las instalaciones portuarias en Florida y Golfo de México para despachar LNG. En el condado de Martin, a unas dos horas por carretera al norte de la ciudad de Miami, quedaran ubicadas las primeras instalaciones del puerto de despacho de gas natural licuado (LNG), autorizadas por el gobierno estadounidense después de una larga prohibición de casi 40 años.
     
    Luego del famoso embargo de la OPEP, en 1974, que llevó a este país a suspender las exportaciones de hidrocarburos, el gobierno solo autorizó de manera restringida las ventas de gas natural seco a sus vecinos México y Canadá, a través de gasoductos.
     
    Pero con motivo del reciente auge de la producción de petróleo y gas, no convencional, en yacimientos de esquisto, el Gobierno flexibilizó las normas y expidió cerca de medio centenar de licencias, que permite convertir gas seco a gas licuado para poderlo despachar a los mercados mundiales.
     
    Dos de las nuevas instalaciones que han recibido luz verde, están a cargo de la empresa Carib Energy, subsidiaria de la gigante Crowley Petroleum, en la Florida, como único puerto de embarque de las costa Este, y el Sabine Pass, en límites entre Luisiana y Texas, en el Golfo de México, aprobado a la compañía Cheniere Energy.
     
    En una primera fase, la Comisión de Regulación de Energía (FERC), autorizó las exportaciones de LNG a países con los cuales Estados Unidos tiene tratados de libre comercio pero últimamente ha aprobado nueve licencias hacia naciones sin TLC.
     
    Se estima que cuando estén operando todos los proyectos autorizados, Estados Unidos estará exportando el equivalente a 10.000 millones de pies cúbicos de gas, por día, un volumen similar al de Qatar, líder mundial en la conversión y exportación de gas licuado.
     
    Al tiempo con las presiones para abrir las ventas de gas, han arreciado las peticiones para que igualmente se levanten las restricciones para la exportación de crudo.
     
    El director de la Agencia de Información de Energía, Adam Sieminski, le dijo recientemente al Senado, que gracias al auge de la producción de esquistos, Estados Unidos reducirá su dependencia de las importaciones de petróleo a solo un 25 por ciento, en el 2016, frente a más del 60 por ciento que registraba en el 2005.
     
    EL NEGOCIO ES MUY ATRACTIVO
     
    Mientras el precio del gas seco, que se vende a México o Canada, ha caído a una tercera parte, el del gas licuado se ha incrementado a lo largo del primer semestre en el mercado internacional llegando a US$ 16,00 por cada MPC ( Mil Pies Cúbicos). Mientras el precio interno del gas natural ha bajado a US$3,73 por MBTU- la mitad frente a hace cinco años-, la misma cantidad se cotiza en Japón en US$ 11,35.
     
    Entre tanto, el uso del gas a nivel interno no da abasto. El movimiento de trenes transportando tanques de gas aumento de 6 mil unidades a 16 mil por día, con lo cual se paso de mover el equivalente de 600 mil barriles a más de un millón y medio diarios, a través de la extensa red de ferrocarriles de este país.
    Miami
     
    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

  • 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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  • Opinión: El empresario responsable de la caída del petróleo

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

    Campo Rubiales1 Bogotá - Con un panorama de caída en los precios del petróleo y ante un recorte en las expectativas de gastos de capital en exploración y producción para este año, Pacific Rubiales vuelve y juega por el campo Rubiales. La petrolera le ha hecho una nueva propuesta a Ecopetrol y al gobierno para aplicar la tecnología de recobro mejorado (STAR) en el campo, a cambio de un nuevo contrato que se extienda más allá de 2016. “Creemos que esta propuesta representa un beneficio neto sustancial para todos los stakeholders y socios en campo Rubiales”, declaró Ronald Pantin, CEO de Pacific. La compañía canadiense reportó ingresos por US$4.000 millones a septiembre de este año.

    Recientemente, el presidente de la compañía, José Francisco Arata, dijo en entrevista con LR que en los últimos años se ha venido trabajando para reemplazar la producción del campo, cuya operación a manos de la canadiense arrancó en 2007.

    "Como todo activo petrolero y campo maduro, sabíamos que las reservas no son infinitas y que se van a agotar, por lo tanto, hemos estado desarrollando nuevos campos para que, en el momento que termine el contrato, podamos reemplazar la producción", había dicho Arata.

    De acuerdo con la petrolera, campo Rubiales "representa un porcentaje menor de la producción de la compañía, contribuyendo con 40% a la producción neta en el tercer trimestre de 2014, disminuyendo de 56% y 59% en el mismo periodo de 2013 y 2012, respectivamente. Sin embargo, es importante anotar que la producción del campo se vio impactada este año por la limitada capacidad de disposición de agua".

    Pero Pacific "espera aumentar la capacidad una vez se reciban las aprobaciones finales para iniciar la operación del proyecto Agrocascada, que permitirá disponer una mayor cantidad de agua y significará un aumento en la producción total del campo de aproximadamente 20.000 bbl/d".

    Recorte en expectativas de gastos

    El nuevo anuncio de Pacific se da en momentos en que los precios internacionales del crudo están cayendo. Ante este panorama, la empresa se la vuelve y juega por el campo.

    También lo hace en el marco de la presentación de los resultados del tercer trimestre. Según Pacific, esta redujo de US$2.500 millones a US$2.300 millones sus expectativas de gastos de capital en exploración y producción para el año, con el fin de compensar la producción que se encuentra en el rango bajo de la meta establecida para 2014 y la disminución de los precios internacionales del petróleo en el segundo semestre.

    Según el CEO de la compañía, Ronald Pantin: “A pesar del débil entorno de precios de los commodities y las difíciles condiciones para operar durante el trimestre, nuestro foco en crecimiento y excelencia operacional nos permitió, una vez más, entregar resultados sólidos”.
     
    El flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) alcanzó la cifra récord de US$606 millones en el trimestre, un incremento del 33% comparado con el mismo periodo de 2013, y de 14% con respecto al periodo anterior, y sumó US$1.600 millones en los primeros nueve meses del año.
     
    De la misma manera, los volúmenes de venta alcanzaron la cifra récord de 164 mil barriles de petróleo equivalente por día (Mbpe/d), representando un aumento de 32% en comparación con el mismo periodo de 2013, y de 6% con el periodo anterior.
     
    Los ingresos para el trimestre fueron de US$1.300 millones, un incremento de 20% comparado con el mismo periodo del año pasado, y ascendieron a la cifra récord de US$4.000 millones en los primeros nueve meses de 2014.
     
    El EBITDA ajustado del trimestre fue de US$635 millones, un aumento de 4% comparado con el tercer trimestre de 2013, y representando un margen de 48% sobre los ingresos totales del período. Para los primeros nueve meses del año, el EBITDA ajustado fue de US$2.100 millones, representando un margen del 52% sobre los ingresos totales del periodo.
     
    La producción neta de 145 Mbpe/d durante el trimestre significó un crecimiento del 13% comparado con el mismo periodo del 2013. Por su parte, la producción bruta (antes de regalías) para el trimestre fue de 174 Mbpe/d, un incremento del 10% comparado con el mismo periodo del año pasado.
     
    El netback combinado del trimestre fue de US$ 55,08/bpe,y el netback de US$ 60,44/bpe para el año se mantiene sólido, con la disminución de US$ 7,68/bpe respecto al trimestre anterior enteramente atribuible a la declinaciónde los precios mundiales del petróleo.
     
    Con respecto a la campaña en los bloques CPE-6 y Rio Ariari, el CEO de la compañía afirmó: "Actualmente la compañía cuenta con siete pozos en CPE-6 produciendo 1.000 barriles por día (bbl/d), y tres pozos en Rio Ariariproduciendo aproximadamente 550 bbl/d”.


    Fuente: Larepublica.co / Andrea Carranza Garzón

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  • Planta de Cupiagua alcanza récord en producción de gas natural en Colombia

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

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

  • Turkmenistán comienza a tender gasoducto TAPI hasta la India por Afganistán

    Gasoducto 9Moscú,  dic (EFECOM).- Turkmenistán, uno de los mayores productores mundiales de gas, comenzó a tender hoy el gasoducto TAPI que llegará hasta la India a través de los territorios de Afganistán y Pakistán.
     
    A la ceremonia oficial en la ciudad turkmena de Mari asistieron los presidentes de Turkmenistán, Gurbangulí Berdimujamédov, y Afganistán, Ashraf Gani; el vicepresidente indio, Hamid Ansari, y el primer ministro pakistaní, Nawaz Sharif.
     
    "El gasoducto estará completado para diciembre de 2019", dijo Berdimujamédov.
     
    El conducto, que bombeará gas de los yacimientos de Galkinish, tendrá 1.814 kilómetros, de los que solo 214 transcurrirán por territorio de Turkmenistán, país que acoge las quintas reservas mundiales de ese hidrocarburo.
     
    Según las previsiones iniciales, el proyecto costará unos 10.000 millones de dólares y permitirá bombear hasta la frontera india 33.000 millones de metros cúbicos de gas anuales.
     
    La construcción del gasoducto corre a cargo de un consorcio turco-japonés que ha recibido un crédito del Banco Asiático de Desarrollo.
     
    El consorcio también se ha comprometido con las autoridades a incrementar la capacidad de producción de Galkinish hasta los 95.000 millones de metros cúbicos al año.
     
    El consorcio ruso Gazprom había mostrado interés en tomar parte en este proyecto, cuyas negociaciones se extendieron durante más de 15 años debido a la inestabilidad en Afganistán y Pakistán, lo que sigue ahuyentando por el momento a los inversores occidentales.
     
    Este proyecto fue promovido por el fallecido líder turkmeno Saparmurat Niyázov y siempre ha contado con el respaldo de Estados Unidos.
     
    El gasoducto transportará gas turkmeno a través de territorio afgano hasta la ciudad paquistaní de Multán y, posteriormente, desde la localidad india de Fazilk se extenderá ya por suelo indio.
     
    EFECOM - Hidrocarburosbolivia.com
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