Ecopetrol tendrá participación del 30% en seis bloques costa afuera en Brasil

Los bloques, adjudicados en el 3er Ciclo de Oferta Permanente, están localizados en la Cuenca Santos, una de las de mayor potencial del país carioca.

14 de abril de 2022.   Ecopetrol S.A., a través de su filial Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil, participó conjuntamente con la compañía Shell Brasil Petróleo Ltda. para presentar la mejor oferta en 6 bloques localizados en la Cuenca Santos en el 3er Ciclo de Oferta Permanente de la Agência Nacional do petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), celebrada en  Río de Janeiro.

Los bloques a los que ingresa Ecopetrol son: S-M-1599, S-M-1601, S-M-1713, S-M-1817, S-M-1908 y S-M-1910, con una participación de 30% para Ecopetrol, mientras que Shell tiene el 70% y será el operador.

El consorcio se adjudicó estos bloques de la cuenca Santos, frente a las costas surorientales de Brasil, con un bono propuesto aproximado de 140 millones de reales y un Programa de Exploración Mínimo consistente en la adquisición de un programa sísmico en los bloques.

La asignación de estas áreas en el offshore brasileño, junto a una empresa de primer nivel como Shell, está alineada con la Estrategia 2040 del Grupo Ecopetrol, con foco en cuencas de alto potencial como la de Santos en Brasil.

Con esta nueva participación, Ecopetrol completa presencia en 12 bloques en Brasil en las cuencas de Santos y Ceará, que incluye el descubrimiento de Gato do Mato.
Fuente: Ecopetrol

Miremos arriba y actuemos, mientras aún tengamos tiempo

El último reporte del IPCC evidencia el reto y destaca múltiples opciones. En movilidad, ciudades más compactas, más viajes en transporte público, en bicicleta y a pie y la electrificación de flotas.

Por: DARÍO HIDALGO*

12 de abril de 2022.   Cómo en la película “No mires arriba”, el cambio climático por emisiones de gases efecto de invernadero (GEI) de origen humano se hace tan evidente y visible como el meteorito de la película.

La ciencia, que hace tiempo lo viene confirmando, vuelve a indicarnos la gravedad del asunto, aunque por primera vez el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC por su sigla en inglés) muestra que el ritmo de emisiones de GEI se desaceleró.

El lío es que las emisiones siguen creciendo 54 por ciento frente a la línea base de 1990; y crecen todos los grupos de gases efecto de invernadero: el CO2 de quema de combustibles fósiles 67 por ciento, el CO2 por cambio de uso del suelo y pérdida de bosques 33 por ciento, las emisiones de metano 29 por ciento, los óxidos de nitrógeno 33 por ciento y los gases con fluoruro 254 por ciento.

El IPCC también muestra lo lejos que estamos de las metas que se acordaron en París. Si bien hemos estado por debajo de la media de las proyecciones previas de GEI (aunque dentro del rango de incertidumbre), los compromisos que los países han realizado ante conferencia de las partes (COP26), hacen muy probable que el incremento de temperatura global exceda 1.5 grados, y harán muy difícil que se logre mantener la temperatura global por debajo de 2 grados después de 2030. Vemos cómo se vuelve un tema irreversible,  aunque aún tenemos una ventana de oportunidad de tres años para cambiar la tendencia.

El IPCC nos recuerda las consecuencias: eventos climáticos extremos más frecuentes (lluvias y sequías), inundación de áreas costeras e islas por elevación del nivel medio del mar, cambio de ecosistemas a gran escala, desaparición de especies, y crecientes dificultades para la humanidad, especialmente en los países de ingreso medio y bajo (nosotros). 

En medio de esto, muchos gobiernos, especialmente los que más emiten, reducen los impuestos o aumentan los subsidios a los combustibles fósiles, en un intento vano y regresivo de controlar la inflación y mantenerse populares antes de la próxima elección (los que más subsidios reciben son los que más consumen, la población de altos ingresos).

La catástrofe global anunciada tiene algo de reversa si nos ponemos las pilas (literalmente). Por una parte, el ingenio humano y el emprendimiento han ido de la mano en los últimos años para abaratar tecnologías que ya nos están ayudando.

El costo de las celdas fotovoltaicas por unidad de energía generada cayó de un promedio de 600 dólares por MWh en 2000 a 50 dólares en 2020 (ya está por debajo del rango bajo de los combustibles fósiles), el viento en tierra firme de 150 a 40, el viento en el mar de 140 a 70 dólares por MWh en 20 años.

Al mismo tiempo el uso de estas tecnologías en conjunto pasó de cerca de cero en 2000 a más de 1400 GW instalados en 2020. Por su parte las baterías para vehículos de iones de litio, bajaron su costo de 1.400 dólares GWh a menos de 100 en los últimos 15 años, ya hay más de seis millones de carros eléctricos (aunque apenas es el 1% de los carros en el mundo).

Este tipo de desarrollos tecnológicos y de prácticas de consumo aún nos dan espacio para mitigar las graves consecuencias que hemos generado en el planeta, nuestra casa común. Si bien la contribución al problema es altamente diferenciada entre regiones, la solución nos corresponde a todos. En 2018 Norte América contribuyó con 19 toneladas de CO2 eq por persona (23% del total acumulado desde 1850), América Latina y el Caribe 9,2 (11%), Europa Occidental 7,8 (16%), y el Sur Asiático 2,6 (4%).

Y la solución pasa por un amplio portafolio de medidas, que incluyen la generación limpia de energía, agricultura más sostenible y conservación de bosques, edificios ecológicos, transporte de menores emisiones, industria más eficiente y mejor disposición de residuos sólidos y líquidos. Hay que hacer contribuciones en todos los sectores, aunque algunas acciones tengan mayor potencial y eficiencia económica que otras.

En términos de potencial, las mayores contribuciones están en la generación de energía con el sol y el viento, reducción de la deforestación, la captura de emisiones en agricultura, la restauración de ecosistemas, la electrificación de la industria, mejor eficiencia energética en la producción, nuevos edificios con alto desempeño energético, la reducción de las fugas de metano en la explotación de petróleo y gas y en la extracción de carbón, y la reducción de gases con fluoruro (principalmente usados en refrigeración y aire acondicionado), entre otros.

Si bien los rangos de contribución son inciertos (dependen de muchas variables) las investigaciones recogidas en el reporte del IPCC muestran una oportunidad de lograr los objetivos globales. La ciencia nos guía. ¿Haremos lo que se necesita?

Ahora bien, los costos asociados son variables. Los costos más razonables están en algunas tecnologías de generación solar y de viento, que ya son menores a la referencia (combustibles fósiles). 

En transporte se pueden generar ahorros de costos netos y reducciones de emisiones con eficiencia energética (menor consumo por kilómetro), cambios de modo de vehículos individuales a transporte público y a bicicletas, optimización de logística de carga y eficiencia energética en la aviación. El cambio a vehículos eléctricos tiene potencial de mitigación similar al cambio modal, pero sus costos todavía tienen alta incertidumbre y no generan mejoras en movilidad (similar congestión e incidentes de tráfico, exclusión de población de menores ingresos). Los biocombustibles en el transporte tienen también potencial de mitigar GEI, pero con costos netos elevados, hasta 100 dólares por tonelada de C02 equivalente.

Colombia está avanzando una ambiciosa agenda para tener 51% de reducciones de GEI en 2030, respecto a la proyección de emisiones en 2030 en el escenario de referencia, y carbono neutralidad en 2050, aunque el reto requiera el trabajo e inversión conjunta de muchos sectores. 

Al mismo tiempo, algunos actores clave insisten en que emitimos poco (0,6 por ciento de las emisiones GEI globales) y que nuestros problemas están en la pobreza e inequidad. 

Muchas de las acciones prioritarias de nuestra política de transición energética coinciden con las indicaciones de potencial y precio identificadas en el informe del IPCC en los sectores de energía, agricultura, bosques e industria.  En transporte, tal vez se ha dado mayor importancia e incentivos tributarios a la electrificación de flotas, que a la eficiencia energética y al cambio modal. También se mantiene el GNV como combustible de transición, lo cual trae ventajas en emisiones locales en corto plazo. 

El próximo gobierno puede reforzar la agenda de descarbonización en el transporte impulsando más transporte masivo y en bicicleta, con inversión en más infraestructura de prioridad, e-buses y trenes.

*Profesor de Transporte y Logística de la Universidad Javeriana e Investigador del CREE.

Canacol cuenta con recursos entre 7,6 y 20,5 terapiés cúbicos de gas

Con los nuevos bloques adquiridos en el Valle Medio del Magdalena, la compañía amplía su capacidad de prospección y se consolida como el mayor productor independiente de gas natural en Colombia.

12 de abril de 2022.   Canacol quiere seguir posicionándose como el segundo mayor productor de gas natural en Colombia, después del Grupo Ecopetrol. Su más reciente reporte auditado da cuente de que al 31 de diciembre de 2021, la petrolera canadiense cuenta con recursos prospectivos entre 7,6 y 20,5 terapiés cúbicos (Tpc). Cabe resaltar que las reservas probadas actuales de Colombia son de 2,9 Tpc.

Las cifras, emitidas por la firma Boury Global Energy Consultants (BGEC), demuestran el amplio potencial exploratorio que tiene la compañía en gas natural convencional.

Canacol cuenta actualmente con once contratos exploratorios, cinco en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena (VIM), cinco en el Valle Medio del Magdalena (VMM) y uno en Sinú San Jacinto (SSJN), donde tiene identificadas 178 locaciones futuras de perforación.

La compañía anunció que durante 2022 perforará 12 pozos totales, de los cuales 8 son exploratorios. Así, luego de constituirse en el mayor productor en la cuenca del VIM, con un aproximado de 200 millones de pies cúbicos diarios, ahora se dirige a conquistar el VMM, con el primer pozo exploratorio: Pola-1, ubicado en el bloque VMM-45, uno de los cinco bloques que Canacol adquirió en las rondas de los últimos tres años.

De acuerdo con Mark Teare, vicepresidente Sénior de Exploración, «el exitoso programa de exploración de gas de la Corporación se ha potenciado mediante el uso de tecnologías de adquisición y procesamiento sísmico 3D. En la cuenca VIM, la aplicación de la metodología Amplitude Versus Offset (AVO) para investigar la presencia de reservorios areniscos cargados de gas, ha reducido significativamente el riesgo en el resultado de nuestros pozos de exploración en ambos tipos de play claves para la Corporación: la Formación Ciénaga de Oro (CDO) y la Formación Porquero.”

Efectivamente, desde 2014, Canacol ha logrado un éxito significativo en sus programas de perforación exploratoria y de desarrollo dentro del play CDO, con 23 de 29 pozos de exploración donde ha encontrado gas, con una tasa de éxito del 79%, y una tasa de éxito del 100% en los 11 pozos de desarrollo perforados.

Por su parte, en Porquero, desde 2016 ha logrado un éxito del ciento por ciento en su programa de perforación de exploración, en los seis pozos perforados en este play.

Si bien Canacol se ha consolidado como el mayor productor de gas del VIM, todo indica que sus taladros se dirigirán ahora al VMM, pues de los 7,6 Tpc auditados, 6,5 se encuentran en esta cuenca.

“Para la oportunidad exploratoria de los bloques en la cuenca del VMM, Canacol ha identificado plays de gas natural convencional dentro del Cretácico, que se madurarán mediante estudios geológicos, el reprocesamiento de la sísmica 2D y 3D existente, adquisición de nueva sísmica y la perforación dentro los próximos tres años”, señaló la compañía.

Para la cuenca VIM, los prospectos y leads se encuentran dentro de 50 kilómetros de distancia de las facilidades centrales de procesamiento en Jobo (Córdoba), las cuales pueden ser ampliadas de acuerdo con lo requerido. Mientras que para la cuenca VMM, los bloques de la Corporación están ubicados cerca de la infraestructura existente de TGI, lo cual ofrece acceso a los mercados del interior del país.

Promigas y la Universidad del Norte patentan tecnología de GNL

La tecnología patentada permite reducir el consumo de energía en la producción de gas natural licuado a pequeña escala, debido a que utiliza principalmente la energía de presión de las líneas de transporte de gas.

8 de abril de 2022.   La Superintendencia de Industria y Comercio otorgó a Promigas y a la Universidad del Norte la patente de invención No. 65906 por el diseño de una tecnología que permite reducir sustancialmente el consumo de energía en el proceso de microlicuefacción de gas natural. 

El gas natural licuado (GNL) es la forma líquida del gas natural, que permite almacenar la misma energía en un volumen 600 veces menor que cuando está en forma gaseosa.  Gran parte del comercio internacional de gas natural se da en forma de GNL, y esta forma líquida también se utiliza como combustible en transporte de carga y marítimo reduciendo las emisiones de CO2 en un 30% y las de material particulado hasta en un 99%, cuando se compara con otros combustibles líquidos como el diesel o el bunker. 

Este desarrollo, que es el resultado de proyectos de investigación conjunta de la universidad y la empresa, consiste en un diseño que utiliza tubos vortex para aprovechar la caída de presión que se da a la llegada del gas a las ciudades, para enfriar, condensar e incluso licuar, gases sin hacer uso de fuentes externas de energía en el proceso de transformación.

La patente representa un impulso al desarrollo del mercado de GNL en el país, con un impacto positivo a la descarbonización de sectores de la economía como el transporte de carga y un habilitador para llevar gas natural a zonas no interconectadas.

El gas natural licuado representa una alternativa viable, puesto que puede ser transportado en camiones hasta zonas alejadas y regasificado en sitio para su distribución al consumidor final.

“Hoy presentamos el resultado de un proceso intenso de más de 5 años, que además de permitirnos fortalecer nuestra propuesta de valor a nuestros clientes, nos permitió formar nuevas capacidades científicas y técnicas en nuestros colaboradores”, indicó Marco Sanjuan, gerente de Innovación de Promigas y director del Centro de Investigación e Innovación en Energía y Gas (CIIEG), y director del proyecto. 

Esta invención, derivada de un proyecto de I+D ejecutado por Promigas y la Universidad del Norte que accedió a los beneficios tributarios ofrecidos por MinCiencias, surgió de la exploración de nuevas tecnologías que, al ser integradas a los procesos industriales de la compañía, permitieran capturar la energía y aprovecharla de manera útil.

“Esta patente, sin duda, es ejemplo de una vinculación exitosa universidad-empresa, en donde se fusionaron las capacidades científicas y técnicas de un aliado académico y uno industrial para el desarrollo de procesos con alto potencial de escalamiento”, enfatizó Javier Páez, vicerrector de Investigación, Creación e Innovación de Uninorte.

Industria del petróleo y gas organiza evento de sostenibilidad

El Gran Foro ACP Hechos de Sostenibilidad se desarrollará el 11 y 12 de mayo en Barranquilla. El evento abordará discusiones sobre las contribuciones de la industria del petróleo y gas a los Objetivos de Desarrollo Sostenible y las metas país.

6 de abril de 2022.   La industria del petróleo y gas se reunirá en el Gran Foro ACP: Hechos de Sostenibilidad para presentar los aportes a la sostenibilidad ambiental, económica y social del país, en el marco del cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

Con Hechos de Sostenibilidad se mostrará cómo el sector evoluciona con innovación tecnológica para ser parte del futuro, en un contexto de carbono neutralidad y diversificación energética sostenible, garantizando, a su vez, la seguridad energética para el país.

El evento, que se llevará a cabo los próximos 11 y 12 de mayo, en el Centro de Convenciones Blue Gardens del Hotel Hilton, en Barranquilla, busca propiciar una conversación sobre cómo la industria del petróleo y gas está innovando y evolucionado en escenarios de descarbonización y energías más limpias, siendo así un aliado para la transición y la lucha contra el cambio climático.

Francisco José Lloreda Mera, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), gremio organizador, indicó que “con este Gran Foro queremos abanderar la conversación sobre sostenibilidad, que es del interés de todos los colombianos, más aún en la actual coyuntura de crisis energética mundial y de elecciones de un nuevo Gobierno en Colombia”.

“Este espacio es una oportunidad para evidenciar la importancia del petróleo y gas en el presente y futuro, y mostrar cómo a través de la innovación y tecnología, se transforman para generar la energía que el país requiere para impulsar su desarrollo sostenible», añadió Lloreda Mera.

Durante dos días, alrededor de 400 asistentes se darán cita para conocer, de la mano de conferencistas expertos, el rol que juega la industria del petróleo y gas en la gestión del cambio climático, economía circular, las oportunidades del sector en el contexto de la transición energética, operaciones en el marco de los derechos humanos y el papel del downstream en la sostenibilidad, entre otros temas.

Entre los expositores estarán Carlos Eduardo Correa, ministro de Ambiente; Diego Mesa Puyo, ministro de Minas y Energía; Jefferson Mena Sánchez, consejero Presidencial para los Derechos Humanos y Asuntos Internacionales; Fabio Arjona, director de Conservación Internacional; gobernadores de regiones productoras, presidentes de las principales compañías de producción y distribución de hidrocarburos en Colombia, entre otros. 

“Como sector, tenemos una tarea muy importante, y es conversar sobre las buenas prácticas de la industria para mejorarlas, y llevarlas de los escenarios técnicos y académicos al diario vivir de todos los colombianos”, concluyó el dirigente gremial.

Para más información del evento y la agenda, consulte: https://acp.com.co/portal/gran-foro-acp/

Lipigas desarrollará corredor con estaciones de GNL en todo Chile

Lipigas anunció la construcción de un punto de repostaje para camiones de carga pesada que operarán en su totalidad con gas natural licuado (GNL). Un proyecto que se extenderá a todo el país austral.

6 de abril de 2022.   El punto de carga se ubicará en Tabolango, región de Valparaíso, a 10 kilómetros de Concón, y comenzará a operar en junio próximo en una estación de servicio abierta al público, propiedad de Transportes Transviña.

La nueva gasinera permitirá contar con los primeros camiones de alto tonelaje 100% a GNL para la red de distribución de Lipigas, como parte de los desafíos de descarbonización de la compañía, a los que se sumarán más camiones de la flota de Transviña que prestan servicios a otras empresas de la zona.

De esta forma, Lipigas trabaja en su proyecto de conformar un corredor nacional de energía limpia mediante la instalación de estaciones de servicio para abastecer camiones de norte a sur en el país en puntos estratégicos para el transporte de carga.

“Esta estación permitirá conectar las regiones de Valparaíso y el Maule mediante un medio de transporte con energías más limpias. Nuestro objetivo de contar con un corredor de transporte verde a nivel nacional avanza rápido y esperamos próximamente implementar nuevas estaciones que se sumen a ésta y la de Linares. Para nosotros es un hito importante porque además nos permitirá ir descarbonizando nuestras propias flotas de camiones de larga distancia. Este año comenzaremos con los primeros dos camiones impulsados 100% a GNL”, dijo Esteban Rodríguez, gerente de Hidrógeno Verde, Biocombustibles y GNL de Lipigas.

La nueva gasinera suministrará GNL a 17 camiones que Transviña adquirió recientemente y también estará abierta para que camiones a GNL de otras empresas puedan repostar. Además, se sumará a la estación de Linares, inaugurada en septiembre de 2021, la cual abastece a 35 camiones utilizados por Transportes San Gabriel. Con esto, Lipigas se transforma en la compañía que suministrará a la mayor flota operativa de transporte impulsada con GNL de Latinoamérica.

Alfredo Fernández, gerente general de Transportes Transviña, agregó: “Este es un importante paso en nuestra visión de convertirnos cada día en un transporte más sustentable. Somos quizás el transporte nacional con mayor participación en el rubro del gas, y no podía ser de otra forma: confiamos en el gas y en esta energía limpia y pretendemos seguir nuestro crecimiento apoyados en estas nuevas tecnologías. Somos optimistas, y esperamos durante 2023 llegar a operar más de 40 camiones a GNL, ofreciendo una alternativa sostenible para el transporte por carretera en Chile”.

Precios del GLP seguirán altos hasta 2023

Una radiografía del sector mundial del GLP y su impacto en América Latina hizo Adrián Calcáneo, consultor de S&P Global.  

6 de abril de 2022.   No es la invasión de Rusia a Ucrania, son los fundamentales globales del mercado del gas licuado del petróleo (GLP), el que mantendrá los precios altos en el principal mercado del energético y que marca las cotizaciones en el resto del mundo: Mont Belvieu.

No es para menos, en los últimos dos años, el precio del GLP ha subido el 262%, al pasar de 0,40 dólares por galón en abril de 2020 a 1,45 dólares a comienzos del mismo mes de 2022.

Y esta tendencia alcista se mantendrá, por lo menos, hasta el próximo invierno del hemisferio norte, señala Adrián Calcáneo, especialista en el mercado latinoamericano del GLP de la firma S&P Global (antes IHS Markit).

Infortunadamente, y como lo reitera siempre, América Latina es poco lo que  puede hacer frente a esa situación pues por ser un mercado pequeño se limita a ser tomador de precios.

Por eso, Calcáneo sostiene que la intervención del mercado que hacen algunos países de la región, como crear fondos de estabilización de precios, en últimas es insostenible. “Son soluciones internas a un problema externo”, afirma el consultor mexicano.

Para entender el mercado hay que conocer cómo se mueve la industria a nivel mundial. Lo primero que hay que tener en cuenta es la creciente demanda del sector petroquímico, luego la demanda asiática, especialmente la de China, luego el mercado latinoamericano y por último el mercado de cada país, y no al revés.

En ese contexto, Calcáneo sostiene que antes de la pandemia de la covid-19 ya venían presiones al alza por la entrada en operación de nuevas plantas petroquímicas en China, que utilizan el GLP como principal materia prima. De hecho, entre 2018 y 2025, Asia añadirá a la demanda 30 millones de toneladas anuales nuevas, esto es todo el mercado de GLP de América Latina y 60 veces el de Colombia.

Otro factor que afectó los precios fue la ralentización de la producción del shale gas en los Estados Unidos, pues los bancos redujeron la financiación para esos proyectos y los inversionistas entraron en una fase de toma de utilidades, limitando el crecimiento de la oferta estadounidense de GLP como subproducto del secado del gas natural.

En Colombia, igualmente, los precios al consumidor han subido, aunque para aliviar la situación Ecopetrol redujo en 30% el precio del GLP al distribuidor mayorista en el primer semestre de 2022.

De acuerdo con Alejandro Martínez, presidente de la Asociación Colombiana del GLP (Gasnova), los altos precios han ocasionado una reducción del 10% en el mercado. Y aunque aún no se sabe de cuánto es la disminución del consumo en el sector residencial, lo que preocupa es que esa población se esté pasando a la leña, con todas las consecuencias negativas que esto conlleva. Por eso, Martínez plantea una mayor y mejor focalización de los subsidios por parte del Gobierno para los estratos unos y dos.

Finalmente, Calcaneo resaltó que el precio del GLP está correlacionado al crudo WTI, y frente a las altas cotizaciones actuales del petróleo las del GLP están rezagadas. Eso, unido a la mayor demanda asiática, a la menor oferta estadounidense y al invierno de fin de año, mantendrá altas las cotización del energético por lo menos hasta comienzos de 2023.  

El GEB y Enel ratifican acuerdo sobre energías renovables no convencionales

El acuerdo crea una nueva empresa más grande, de más valor y mucho más estable, con un valor patrimonial de 30 billones de pesos, que permitirá a Bogotá y al GEB ser protagonistas de la transformación energética.

5 de abril de 2022.   Enel y el Grupo Energía Bogotá (GEB) afianzaron este martes su alianza de 25 años, reafirmando su visión conjunta a través de Enel Colombia, que entrará a participar de manera más activa en las energías renovables no convencionales (ERNC), diversificará sus portafolios, potencializará su crecimiento y les asegurará mayores recursos.
Así, Enel Colombia será más robusta, más ‘verde’, más estable, con reglas de juego claras y transparentes de gobierno corporativo que protegen el patrimonio de los bogotanos, e impulsa su incursión inmediata y definitiva en el negocio de las ERNC, convirtiéndolo en protagonista de la transformación energética.

Además, la empresa fusionada se convertirá en un pilar estratégico para el fortalecimiento del Distrito en materia de ciudades inteligentes, movilidad sostenible y transformación energética.
Enel Colombia tendrá operación no solo en Colombia, sino que desarrollará oportunidades de crecimiento en mercados comunes nacionales e internacionales, donde el GEB y Enel tienen presencia, abriendo paso a importantes sinergias.
“Estamos afianzando nuestra sociedad con Enel, que ya cumple 25 años exitosos, y lo hacemos a través de Enel Colombia, una compañía que nos permitirá seguir creciendo, desarrollar nuevas tecnologías para el beneficio de Bogotá y el país, y que el GEB ingrese al mercado de energías renovables no convencionales, uno de los grandes desafíos del sector.

“El acuerdo nos facilita tener una agenda que atiende la transformación que vive el mundo y la inminente necesidad de Bogotá y de los países donde operamos de mejorar la calidad del aire y de ser parte de la solución para la emergencia climática”, dijo Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB.
Con la empresa que surge fruto de la fusión, en esta alianza pública privada, que ya ha demostrado ser exitosa, el GEB tendrá un valor patrimonial adicional de aproximadamente 5,5 billones de pesos en activos de energías renovables.

Para 2025 se estima que las utilidades de la empresa resultante de la fusión serán un 25,1% mayores a la suma de las generadas por Emgesa y Codensa de manera independiente, alcanzando $2,67 billones, aproximadamente, en cuatro años.

El nuevo acuerdo, además, significará para el GEB ingresos adicionales del orden de $950.000 millones entre 2021 y 2022, por liberación de dividendos retenidos, lo cual asegurará para el Distrito una nueva fuente de recursos.
Para 2024 se estima que la naciente empresa duplicará su capacidad instalada actual, superando los 5.000 megavatios (MW) y con enfoque primordial en energías renovables.

Los activos incluyen 4 hidroeléctricas en Guatemala, 3 hidroeléctricas en Costa Rica, 10 centrales hidroeléctricas y solares en Panamá, y 14 plantas de generación en Colombia.
Igualmente se prevé que se desarrollen inversiones por más de $3 billones, en la consolidación de un portafolio de más de 1.400 MW de capacidad en proyectos eólicos y solares.
“Esta nueva relación con vocación de largo plazo con Enel, además de estructurarse a partir de los principios inamovibles de proteger lo público y el interés de los accionistas, y fortalecer las reglas transparentes y claras del gobierno corporativo de la nueva empresa, cuenta con una visión compartida, y es la de avanzar en una agenda que atienda la transformación que vive el mundo y la inminente necesidad de la ciudad de mejorar la calidad del aire y de ser parte de la solución para la emergencia climática”, añadió Ortega. 
El acuerdo generará recursos para posicionar a Bogotá en el marco de los compromisos ambientales locales, nacionales e internacionales a 2030. Ejemplo de ello, la aceleración de iniciativas como la electrificación del transporte público en la ciudad, y el alumbrado público y la medición inteligente en los hogares, entre otros. 
Por su parte, Lucio Rubio, director General de Enel Colombia y Centroamérica, afirmó: “Enel Colombia es el resultado de la fusión de Emgesa, Codensa, Enel Green Power Colombia y las filiales de EGP en Panamá, Guatemala y Costa Rica. Esta nueva sociedad permite continuar y fortalecer esta alianza público-privada que se ha desarrollado con Grupo de Energía de Bogotá a lo largo de estos 25 años. La visión que compartimos con nuestro socio nos permitirá seguir apalancando la transición energética, las inversiones verdes, la movilidad eléctrica, las nuevas tecnologías y las oportunidades de crecimiento en Centroamérica promoviendo el desarrollo sostenible”.

Fuente: GEB 

La producción de gas en Colombia aumentó 5,47% en febrero de 2022

Durante el segundo mes del año se comercializaron 1.078,81 millones de pies cúbicos por día (mpcd) de gas en el país, 5,47% más que el mes anterior. Por su parte, la producción fiscalizada de petróleo durante febrero fue de 739.542 barriles promedio día (BOPD)

1 de abril de 2022.   En febrero de 2022 la producción mensual de gas comercializado de Colombia fue de 1.078,81 millones de pies cúbicos por día (mpcd), lo que representó un aumento del 5,47% en comparación con el mes anterior cuando fue de 1.022,86 mpcd.  

De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, el aumento en la producción de gas comercializado en Colombia se dio por la entrada en operación de nuevos pozos en los campos Pendare y Pauto Sur, más el restablecimiento de la producción en los campos Índico, Castilla y Andina.

Ahora bien, en comparación con febrero de 2021 (1.149,43 mpcd), la disminución en la producción de gas fue de 6,14%.  

Por otra parte, la producción fiscalizada de petróleo de Colombia fue de 739.542 barriles promedio día (BOPD) durante febrero pasado, lo que representó una disminución de 0,84% en comparación con el mismo mes de 2021.

La disminución en la producción de crudo se explicó por problemas de orden público, fallas de ingeniería y facilidades que afectaron los campos de Cantagallo-Bolívar, Puerto Gaitán, Acacias y Guamal-Meta y Villa Nueva-Casanare. 

Según información presentada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la producción de petróleo en febrero de este año bajó 0,11% con respecto al mes anterior cuando fue de 740.381 BOPD.

Los campos en los que se evidenció la mayor reducción en la producción de petróleo fueron Yariguí-Cantagallo (Cantagallo-Bolívar), Rubiales (Puerto Gaitán-Meta), Akacías (Acacias/Guamal-Meta) y Akira (Villa Nueva-Casanare).   

Para finalizar, en febrero de 2022 se perforaron 50 pozos, de los cuales 48 eran de desarrollo y 2 exploratorios. Esta cifra representa casi el doble de pozos perforados en febrero del 2021 cuando se perforaron 28.

Nuevos aspectos para el mercado mayorista de gas

En 2020 cambiaron sustancialmente las reglas para la comercialización de capacidad de transporte de gas natural. En 2022 el turno llegó para la comercialización de suministro de gas natural en el mercado mayorista, a partir de unos cambios sustanciales propuestos por la CREG y de los cuales se destacan los siguientes 10 aspectos:

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

4 de abril de 2022.   Primer aspecto: La comercialización de gas que requiera logísticas especiales como el gas natural licuado (GNL) o el gas natural comprimido (GNC) desde fuentes de suministro nacionales o a través de importaciones se podrá realizar en cualquier momento del año, mediante negociación directa y sin someterse a las modalidades de contrato de suministro establecidas en la regulación.

Segundo aspecto: Se aumenta la base de contratos que pagan el ingreso regulado al Gestor del Mercado, con lo cual amplían los sujetos pasivos de este pago. De dos modalidades de contratos se pasa a siete contratos que deberán empezar a pagarle al Gestor del Mercado por sus servicios.

Tercer aspecto: Se incluye una nueva modalidad de contrato, el de suministro firme al 80% (CF80). Esta nueva modalidad solo sería utilizable en el mercado primario del mercado mayorista.

Cuarto aspecto: Se pueden prorrogar las condiciones de los contratos ya suscritos sin que estos se vean afectados por los nuevos cambios. Lo anterior siempre que con esos contratos se esté atendiendo demanda esencial.

Quinto aspecto: Se fortalece el cuidado regulatorio a la demanda esencial, lo anterior se observa en el aumento de contratos que en adelante deben contar con respaldo físico para poder comercializar la molécula de gas con el objeto de atender demanda esencial.

Sexto aspecto: Se fortalecen las reglas para la comercialización a través de los contratos con interrupciones a través de negociaciones directas. Por ejemplo, en cuanto a su duración mínima, modificación del precio y reporte ante el Gestor del Mercado.

Séptimo aspecto: A la modalidad de contrato opción de compra de gas, también conocida como OCG, se les empezará a exigir respaldo físico. Esta exigencia no se encontraba en las anteriores definiciones de esta modalidad de contrato.

Octavo aspecto: Se incluye una definición de gas natural licuado, GNL. Si bien en algunas resoluciones anteriores, por ejemplo, en la resolución CREG 202 del 2013, se hizo referencia al GNL, veo positivo que en las resoluciones de los aspectos comerciales se incluya una definición sobre este tipo de gas natural.

Noveno aspecto: Se incluyen definiciones de infraestructura de importación e infraestructura de regasificación. Nunca antes se había hecho tanta referencia a la importación, regasificación y al gas natural licuado.

Décimo aspecto: Para efectos de la comercialización del gas natural que se requiera exclusivamente para la puesta en operación de Infraestructura de Importación de Gas, podrán ser comercializados directamente, y en cualquier momento y bajo cualquier modalidad de contratación de suministro permitida para el mercado primario.

*Socio fundador de OGE Legal Services

1 171 172 173 174 175 297