Alemania: prueban el primer remolcador a hidrógeno del mundo

Esta nave servirá como modelo a seguir como el primer buque de cero emisiones, ya que su sistema de energía está diseñado para ser transferible a una amplia gama de embarcaciones costeras y de navegación interior.

4 de enero de 2022.   Después de casi dos años de construcción en el astillero Hermann Barthel GmbH en Derben y el traslado de tres días al Westhafen de Berlín, comenzaron las pruebas del Elektra, un innovador barco remolcador de pila de combustible de hidrógeno.

Bajo la dirección del Departamento de Diseño y Operación de Sistemas Marítimos (EBMS) de la Universidad Técnica de Berlín, el desarrollo y la construcción del barco también involucraron a BEHALA – Berliner Hafen- und Lagerhausgesellschaft (logística), Schiffswerft Hermann Barthel, BALLARD Power Systems (pilas de combustible), ARGO – ANLEG (sistema de hidrógeno), Schiffselektronik Rostock (sistema de energía eléctrica), EST-Floattech (sistema de batería) y HGK Shipping (operación náutica).

Con 750 kg de hidrógeno gaseoso utilizable a una presión de 500 bar a bordo y una capacidad de batería de 2.500 kilovatios hora, el buque tiene una autonomía de 400 kilómetros. Así, en las rutas comerciales de Berlín Rin/Ruhr, Hamburgo y Szczecin, solo se necesita una estación costera adicional para abastecer al Elecktra con hidrógeno y electricidad.

Tanto en Westhafen de Berlín como en el puerto de Lüneburg, las primeras estaciones costeras para los tanques de hidrógeno y de corriente de carga entrarán en funcionamiento en 2023.

Inicialmente, las pruebas se llevarán a cabo principalmente en la región de la capital pero, a partir de 2023, se extenderán a servicios de larga distancia en dirección a Hamburgo.

Con un costo cercano a los 13 millones de euros, el proyecto fue financiado por el Ministerio Federal de Transporte e Infraestructura Digital de Alemania (BMVI) con cerca de 8 millones de euros y está coordinado por el Project Management Jülich (PTJ) y la Organización Nacional para la Tecnología del Hidrógeno y las Pilas de Combustible (NOW).

Fuente: EST-Floattech

Enel Green Power instaló el primer panel solar del proyecto La Loma

La Loma contará con más de 400 mil paneles solares bifaciales que serán instalados sobre un sistema automático capaz de girar y orientarse con el movimiento del sol. La Compañía estima finalizar el montaje durante el primer cuatrimestre de 2022.

4 de enero de 2022.   Enel Green Power Colombia instaló el primer panel solar de La Loma, el parque solar en construcción más grande del país. El proyecto, ubicado en el departamento del Cesar, tendrá una potencia instalada de 187 megavatios (MWdc), gracias a los más de 400 mil paneles que se instalarán en el terreno de 437 hectáreas. 

El panel solar instalado tiene una dimensión de 220 centímetros de alto, 103 de largo y 3,5 de ancho, además de una capacidad individual de 460 vatios (W). Igualmente, cuenta con tecnología de punta: es bifacial, lo que le posibilita absorber energía por ambas caras, y está ubicado sobre un sistema automático de estructuras metálicas, denominado tracker, que le permite girar y orientarse con el movimiento del sol para capturar sus rayos durante todo el día y optimizar así el proceso de generación de energía.

Cabe destacar que los más de 400 mil paneles solares serán distribuidos en 22 subcampos, en un área solar de alrededor de 370 hectáreas.

“Además del primer panel solar, nos complace anunciar que a la fecha hemos instalado más de 7 mil hincas, una labor que día a día avanza con mayor velocidad. De esta forma, estimamos finalizar el montaje de todos los módulos durante el primer cuatrimestre de 2022 para que, durante el segundo semestre del mismo año, podamos producir más de 420 GWh/año, energía capaz de suplir las necesidades de aproximadamente 370 mil habitantes al año”, declaró Adrián Dugulán, responsable del Desarrollo de Negocios de Enel Green Power en Colombia.

Rusia: El Nord Stream 2 está listo para suministrar gas a Europa

El presidente ruso Vladímir Putin anunció que el consorcio Gazprom llenó de gas los dos hilos del controvertido gasoducto Nord Stream 2, que estaría listo para suministrar el hidrocarburo a Alemania por el fondo del mar Báltico.

29 de diciembre de 2021.   En una reunión virtual Vladimir Putin dijo que el gasoducto submarino Nord Stream 2 está listo para operar.

Putin, que felicitó a Gazprom y a sus socios por llenar hoy el segundo hilo, explicó que ahora todo depende de los consumidores europeos y del regulador alemán, que frenó el proceso de certificación hasta que Moscú cumpla con todos los trámites.

“Tan pronto como ellos tomen la decisión sobre el comienzo de las obras, grandes volúmenes comenzarán a bombear a Europa, volúmenes adicionales de gas ruso. Recuerdo que se trata de 55.000 millones de metros cúbicos al año”, señaló.

Putin subrayó que, dada la difícil situación en el continente, Rusia tiene la capacidad de incrementar las exportaciones de gas, además de que el llenado de los dos hilos del Nord Stream 2 contribuirá a solucionar el problema de la estabilización de precios en el mercado europeo.

Resaltó que la autorización del Nord Stream repercutirá inmediatamente en los precios del gas ruso para los países consumidores europeos, incluidos empresas y amas de casa.

“E incluso en Ucrania influirá en el descenso de las tarifas, ya que ese significativo volumen de gas de origen ruso lo están comprando a un precio bastante alto en el mercado europeo, 1.000 dólares y más por cada mil metros cúbicos”, añadió.

El consejero delegado de Gazprom, Alexéi Miller, explicó que los depósitos subterráneos europeos están al 56 %, mientras los alemanes, al 53 %, lo que influye en los precios del hidrocarburo.

También destacó que Gazprom ha cumplido con sus obligaciones en virtud del contrato de tránsito de gas por Ucrania al superar los 40.000 millones de metros cúbicos este año (41,5).

Para recibir la certificación, la compañía operadora de Nord Stream 2 debe crear una subsidiaria para gestionar el tramo alemán del gasoducto.

Eso le permitiría cumplir tanto el derecho alemán como comunitario, y funcionar como operador independiente, algo que podría retrasarse hasta la segunda mitad de 2022.

El gasoducto transporta directamente gas ruso hacia Europa occidental a través de Alemania sin pasar por Ucrania y ha estado rodeado de una gran polémica, con la oposición inicial de Estados Unidos, que en julio dio su visto bueno a cambio de garantizar el suministro energético ucraniano.

El Nord Stream 2, cuyas obras terminaron en septiembre pasado, atraviesa las zonas económicas y aguas territoriales de cinco países: Rusia, Finlandia, Suecia, Dinamarca y Alemania.

Sumado a los 55.000 millones de metros cúbicos del Nord Stream a secas, permitirá a Rusia elevar hasta 110.000 millones de metros cúbicos el suministro anual de gas a Europa.

En respuesta a los temores de Ucrania de que Gazprom dejará de transportar gas por su territorio cuando expire el contrato en 2024, el viceprimer ministro ruso, Alexander Nóvak, aseguró hoy que Moscú podría seguir haciéndolo si las condiciones económicas y el estado técnico de las tuberías ucranianas son favorables.

Tomado de: el periódicodelaenergía.com

Estabilidad en producción de petróleo y gas en noviembre de 2021

Mientras la producción de gas natural tuvo un descenso del 2,3% frente a octubre; la de petróleo aumentó 0,89%.

29 de diciembre de 2021.    De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, la producción comercializada de gas en noviembre pasado, fue de 1.101 millones de pies cúbicos por día (mpcd), lo que representa una disminución del 2,3% frente a lo registrado en octubre pasado (1.127 mpcd). Sin embargo, en comparación con noviembre de 2020 (1.098 mpcd), la producción tuvo un incremento del 0,26%.  

La disminución del gas comercializado se registró, principalmente, en los campos Cupiagua (Aguazul, Casanare), Nelson (Pueblo Nuevo, Córdoba), Pandereta (Caimito, Sucre), Cusiana, Carmentea (Tauramena-Casanare), Corazón (Sabana de Torres, Santander) y Ballena (Manaure, La Guajira), debido a la reducción en la demanda de gas durante el mes.    

Durante los primeros 11 meses de 2021 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró un incremento del 4,65%, llegando a 1.083 millones de pies cúbicos por día (mpcpd), frente a los 1.035 mpcpd reportados en el mismo periodo del 2020.  

Por su parte, la producción de petróleo en Colombia fue de 746.845 barriles promedio día en noviembre de 2021, un leve aumento del 0,89% frente a los datos reportados durante octubre de 2021 (740.265 bpd). Con respecto a la producción de noviembre de 2020 (760.940 bpd), se registró una disminución del 1,85%.  

El incremento en la producción se debió, principalmente, a la reactivación del campo La Belleza (Plato, Magdalena) y al restablecimiento de la producción en los campos Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), Jacana (Villa Nueva, Casanare), Tigana (Tauramena, Casanare), Platanillo (Puerto Asís, Putumayo) y Yariguí-Cantagallo (Cantagallo, Bolívar).

En los primeros once meses de 2021, la producción promedio de petróleo alcanzó 735.457 barriles promedio día, lo que muestra una reducción de 6,1% frente al mismo periodo de 2020, cuando se tuvo una producción de 783.291 barriles día.

Finalmente, durante noviembre de 2021 se inició la perforación de 5 pozos exploratorios y 47 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 34 pozos exploratorios y 381 de desarrollo.

Además, durante este mes se adquirieron 57,9 kilómetros de sísmica 2D equivalente, para un total en lo que va del año de 1.250 kilómetros.

Hidrógeno, oportunidad para atraer inversión

Colombia ha adoptado diversas medidas encaminadas a generar un ambiente propicio para la inversión en el sector del hidrógeno de bajas emisiones, lo cual producirá un aumento exponencial de dichas inversiones entre 2020 y 2050.

Por:MATEO MENDOZA*

29 de diciembre de 2021.    Con la Hoja de Ruta del Hidrógeno trazada por el Gobierno Nacional, que establece los lineamientos para convertir a Colombia en protagonista de la transición energética en la región, aparecen actores interesados en hacer parte de ese hito de la estrategia de descarbonización.

Tanto el hidrógeno azul como el verde han adquirido una relevancia importante a nivel global y nacional, debido a su sostenibilidad y reducción de emisión de gases con efecto invernadero. Eso ha generado intenciones de inversión considerables por parte de diversas entidades que, sumadas a incentivos del Gobierno, ponen en evidencia un claro propósito de promover la investigación, el desarrollo y la instalación de plantas de hidrógeno en el país.

En este sentido, más de 30 países han desarrollado hojas de ruta propias como parte de su plan de reducción de emisiones contaminantes, entre ellos, se encuentran Alemania y Francia que cuentan con un programa de apoyo público al sector del hidrógeno de 9 billones de euros. Otras economías importantes como Japón o Corea del Sur tienen proyectado destinar hasta 2,4 billones de dólares para la financiación de proyectos relacionados con la producción de hidrógeno.

Por su parte, el Estado colombiano no ha sido ajeno al interés actual frente al mercado del hidrógeno ya que éste aportaría en la descarbonización de las industrias y tiene la capacidad de energizar zonas de difícil electrificación, sin requerir el uso de combustibles fósiles.

Así mismo, Colombia cuenta con los recursos naturales necesarios, posicionamiento geográfico estratégico e infraestructura compatible para llevar a cabo la implementación del hidrógeno como una Fuente No Convencional de Energía Renovable (FNCER).

Incentivos para la inversión

El país ha adoptado diversas medidas encaminadas a generar un ambiente propicio para la inversión en el sector del hidrógeno de bajas emisiones, lo cual se estima que produzca un aumento exponencial de dichas inversiones entre el 2020 y el 2050. Estas medidas se dividen en: habilitadores jurídicos y regulatorios, instrumentos de desarrollo de mercado, apoyo al despliegue de la infraestructura, y el impulso al desarrollo tecnológico e industrial.

Para cumplir con el propósito de atraer inversión a este mercado se han establecido diferentes mecanismos de apoyo para los inversionistas, los cuales traen consigo beneficios tributarios y financieros que hacen del hidrógeno un sector atractivo para inversiones a mediano y largo plazo.

Dentro de los principales beneficios definidos por la regulación actual, se encuentran: la reducción de requerimientos para la construcción de las plantas, la exención de pago de derechos arancelarios, la exclusión del IVA, la deducción del impuesto de renta del 50% de la inversión, la depreciación acelerada de activos, y la opción de financiamiento a través del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE).

De igual manera, el Gobierno Nacional prevé la implementación futura de nuevos incentivos, entre los cuales se han considerado préstamos especiales con bajas tasas de interés, emisión de bonos verdes para empresas nacionales, y rondas de financiamiento público exclusivo para proyectos de hidrógeno.

La Hoja de Ruta del Hidrógeno es el inicio de la apertura de un mercado altamente competitivo en el cual existirán varias oportunidades de inversión a mediano y largo plazo, pues aún es necesario un avance tecnológico adicional para equiparar sus costos de producción con los de los combustibles fósiles.

Sin perjuicio de lo anterior, vemos en este sector una nueva línea de negocios pues, como se evidenció anteriormente, el país está generando la infraestructura, tanto física como regulatoria, para su fomento y desarrollo.  

*Socio-fundador de Mendoza Abogados y experto en la estructuración de contratos y proyectos del sector energético.

Primax y Limagas inauguran segunda estación de GNV en Cusco

La región peruana de Cusco cuenta con su segunda estación de GNV luego de que las compañías Primax y Limagas Natural firmaran un convenio para la puesta en marcha del proyecto mediante una inversión superior al US$ 1 millón.

27 de diciembre de 2021.   La región peruana de Cusco cuenta con su segunda estación de gas natural vehicular (GNV) luego de que las compañías Primax y Limagas Natural firmaran un convenio para la puesta en marcha del proyecto mediante una inversión superior al US$ 1 millón.

Primax contará con dos estaciones de expendio de GNV en dicha ciudad tras las inversiones en infraestructura y tecnología, así como los esfuerzos logísticos.

El gas natural extraído de los pozos de Camisea, ubicados en el distrito de Echarate de la provincia La Convención (Cusco), es procesado en la planta las Malvinas, transportado vía ductos hasta la planta de Pampa Melchorita, en Lima, donde se pasa a estado líquido (GNL).

El GNL es transportado en cisternas criogénicas hasta la planta de regasificación ubicada en la estación de servicio de GNV en Cusco perteneciente Primax. Inicialmente es almacenado en tanques criogénicos a una temperatura -160° y luego a través de un equipo instalado en la misma estación, el producto es vaporizado a temperatura ambiente y una atmósfera de presión, con lo que regresa a su estado gaseoso. Luego se distribuye a los surtidores de GNV a través de una conexión de ductos subterráneos internos, por lo que queda listo para el despacho y abastecimiento a los vehículos convertidos a gas.

“Estamos muy orgullosos de ser la primera empresa multienergía en llevar gas vehicular a los cusqueños. Con ello, dinamizamos el uso de un combustible más eficiente y amigable con el medioambiente en la región donde se origina este recurso”, sostuvo Yuri Proaño, country Manager de Primax en Perú.

La construcción de esta estación forma parte del proyecto “Gas natural para uso vehicular en la Región Cusco”, emprendido hace tres años por el Consorcio Camisea, y el cual contempla además de la instalación de estaciones de servicio, un programa integral para la conversión de vehículos nuevos y seminuevos a GNV. Se estima la transformación de 1.500 unidades de manera subsidiada.

Trecsa ganó en los Premios a la Innovación CIER 2021

Con el proyecto ‘Aprovechamiento forestal de alta precisión y tendido con dron en líneas de alta tensión’, esta empresa, filial en Guatemala del Grupo Energía Bogotá (GEB), obtuvo el premio CIER de descarbonización 2021.

23 de diciembre de 2021.   Trecsa, filial en Guatemala del Grupo Energía Bogotá (GEB), obtuvo el primer lugar en la categoría descarbonización de los premios a la Innovación 2021 de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER).

La compañía obtuvo el reconocimiento por su proyecto ‘Aprovechamiento forestal de alta precisión y tendido con dron en líneas de alta tensión, para la reducción de afectación a la cobertura forestal dentro de los proyectos de Trecsa’.

El proyecto compitió con varios países de Latinoamérica y los directivos de Trecsa recibieron oficialmente el premio en un evento presencial en Panamá; allí, la compañía presentó esta iniciativa y compartió esta buena práctica con los países invitados.

La CIER es una organización de carácter internacional regional sin fines de lucro que reúne a empresas y organismos del sector energético.

Esta innovación de Trecsa, que evidencia el compromiso que la compañía tiene para la reducción significativa de la afectación de la cobertura forestal en la ejecución de sus proyectos, responde a la intención de la implementación de acciones con nuevas tecnologías, para construir un desarrollo más sostenible.

Enfrentamos un desafío energético dual, puesto que sabemos que el aumento del consumo de energía será mayor en los próximos años, por lo que necesitamos invertir en tecnología que asegure la sostenibilidad de los proyectos de expansión de transmisión eléctrica, mientras fomentamos el crecimiento económico de Guatemala y de los demás países donde tiene operación el GEB”, aseguró Mauricio Acevedo, gerente General de Trecsa.

Por su parte, Juan Pablo de León, gerente de Proyectos de Trecsa, indicó que con la iniciativa ganadora y otras acciones la compañía ha reducido la necesidad de despeje de los trazos del proyecto en el tendido de las líneas de transmisión eléctrica, con lo que ha logrado mantener 53,87% de la cobertura forestal en las 59,9 hectáreas que ya cuentan con el tendido eléctrico instalado del Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía, conservando más de la mitad del bosque en las áreas donde se han ejecutado las obras, así como el 77,38% del bosque en espacios con riesgo a erosión por donde pasa el cableado.

Finalmente, Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB, señaló: “El Grupo ha emprendido una estrategia sólida de innovación para responder a la transformación que vive el mundo y no

perdernos del momento que la humanidad vive. Es así como la innovación deberá ser un

proceso permanente que cree valor para todas nuestras empresas y para la sociedad, y que genere los grandes cambios que nuestros países requieren. Lo que está haciendo Trecsa, y que acaba de ser reconocido por la CIER, es un ejemplo de ello”.

Plan de obras para fortalecer el sistema de poliductos en Colombia

El Ministerio de Minas y Energía adoptó las obras que harán parte del plan expansión de la red de poliductos del país, con el cual se busca brindar mayor garantía al suministro de combustibles líquidos.

23 de diciembre de 2021.   En concordancia con los resultados del “Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles 2021” expedido por la UPME, en el plan de expansión de poliductos se contemplan obras de ampliación y nueva infraestructura con las cuales se busca fortalecer el actual sistema de transporte de combustibles, y mitigar los potenciales riesgos que se pudieran presentar frente al suministro continuo y suficiente de combustibles.

El plan considera los niveles históricos y actuales de demanda de gasolina, diésel y combustible para aviación observadas a nivel nacional, así como las estimaciones y proyecciones de tales demandas hacia los próximos años.

Dentro de las obras que identificó la UPME en su estudio y que fueron adoptadas por el Ministerio se destacan las siguientes:

•               Ampliación del poliducto Galán – Lizama, con el fin de aumentar la capacidad de transporte actual hacia la ciudad de Bucaramanga.

•               Optimización de los sistemas de transporte para los centros de consumo de la región central, con el fin de adecuar la infraestructura y una ampliación de la capacidad en Tocancipá.

•               Optimización de los sistemas de transporte para los centros de consumo del Eje Cafetero, para el sistema Manizales – Pereira – Cartago.

•               Construcción de un poliducto para la región sur occidental.

•               Optimización del transporte de combustibles para algunas regiones del norte del país entre las plantas de Galán y Ayacucho.

De igual manera, con el Plan Indicativo de Abastecimiento se resaltó la necesidad de realizar de forma oportuna las obras adoptadas en la resolución al considerar, entre otros factores, la oferta actual de combustibles de las refinerías locales, el nivel de importación de combustibles requerida para cubrir la demanda futura, y según las capacidades y nivel de ocupación que tienen cada uno de los poliductos, así como la capacidad de almacenamiento de Colombia.

Es importante resaltar que la resolución expedida adoptando estas obras busca atender de forma oportuna los niveles de demanda creciente de combustibles, que se ha venido presentando a nivel nacional recientemente.

También busca responder a las potenciales alertas o riesgos que surjan en relación con la capacidad y ocupación de los medios y sistemas de transporte, teniendo en cuenta que algunos de ellos se encuentran operando en niveles cercanos o incluso superiores a su límite operacional.

Fuente: Minenergía

Ecopetrol reducirá el precio del GLP en 30% a partir de enero

Desde enero de 2022, Ecopetrol, en su calidad de productor mayoritario, reducirá temporalmente el precio del GLP en un 30% frente al precio de diciembre 2021. La reducción será por 6 meses. Además, en el primer semestre de 2022 incrementará en 8% la oferta de GLP.

22 de diciembre de 2021.   Ecopetrol anunció que a partir de enero de 2022 reducirá el precio del gas licuado del petróleo (GLP). Caber recordar que este combustible es consumido por más de 3,3 millones de usuarios de los estratos uno, dos y tres y de las zonas rurales del país. La medida busca mitigar el impacto que los elevados precios internacionales ha generado en Colombia.

La reducción del precio por parte de Ecopetrol será del 30% y es una señal clara del interés de la Empresa para beneficiar al usuario final de este energético que es usado en el 90% de los municipios del país.

“Esta reducción del precio del GLP, un combustible de carácter social que se usa en zonas apartadas de Colombia, es un nuevo aporte de Ecopetrol para impulsar la reactivación económica y garantizar mejores condiciones de vida a millones de familias colombianas”, aseguró el presidente del Grupo Ecopetrol, Felipe Bayón.

“Siempre hemos tenido a las familias colombianas en el centro de las políticas públicas del Ministerio de Minas y Energía, por esta razón, ante los incrementos del precio del GLP, desde el Gobierno Nacional hemos trabajado de manera articulada con Ecopetrol, la CREG y otros agentes de la cadena, en diferentes medidas que permitan mitigar la presión alcista y otorgar diferentes alivios al bolsillo de los colombianos”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Por su parte, el presidente de la Asociación Colombiana del GLP (GASNOVA), Alejandro Martínez Villegas, señaló que “la reducción en el precio del GLP que Ecopetrol ofrece para el consumo nacional es una buena noticia para los usuarios del GLP en 1.050 municipios del país, dado que el precio del gas se había duplicado durante el presente año.”

Adicionalmente, la Ecopetrol incrementará la oferta de GLP durante el primer semestre del 2022 en 8% frente a la Oferta Pública de Cantidades (OPC) del segundo semestre de 2021, es decir, la oferta pasará de 44.975 a 48.787 toneladas promedio mes, lo que permitirá a los agentes del mercado contar con un mayor volumen del producto nacional frente al importado. Hoy en día el consumo nacional es cercano a las 60.000 toneladas mes.

La decisión significa que a partir del 1 de enero de 2022 y por un periodo de seis meses, los volúmenes que serán ofrecidos a los distribuidores por parte de Ecopetrol, en su calidad de productor mayoritario, estarán por debajo del precio máximo regulado contemplado en la Resolución 108/21 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Estas nuevas medidas se suman a las anunciadas en agosto pasado relacionadas con la aplicación de un mecanismo tarifario para el cálculo del precio del GLP, aprobado por la CREG, mediante el cual las empresas distribuidoras que se acogieran a él podían trasladar al usuario final un menor precio del producto comercializado por Ecopetrol.

Frontera Energy adquiere el 100% de Petróleos Sudamericanos

Frontera Energy Corporation anunció que celebró un acuerdo para adquirir el 100% de las acciones emitidas y en circulación de Petróleos Sud Americanos SA (PetroSud), con operaciones en Colombia en El Difícil (participación en explotación del 65%), Entrerríos y Río Meta Blocks.

22 de diciembre de 2021.   Según los términos del acuerdo, Frontera adquirirá PetroSud por una contraprestación total en efectivo de aproximadamente US $ 9 millones más la asunción de aproximadamente US $ 18 millones en deuda. Se espera que la transacción se cierre el 30 de diciembre de 2021, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones.

Al respecto, Orlando Cabrales, director ejecutivo (CEO) de Frontera, comentó: «La adquisición de PetroSud por parte de Frontera respalda la estrategia de la Compañía para aumentar la producción de gas, reducir las emisiones de carbono e incluye instalaciones de gas de alta calidad ubicadas estratégicamente junto a un área central emergente que puede mejorar nuestra capacidad para comercializar descubrimientos de gas recientes en VIM-1.”

De acuerdo con las estimaciones de Frontera, a precios promedio de Brent de 70 dólares por barril, anticipa que su adquisición de PetroSud generará aproximadamente US $ 8-10 millones de EBITDA anual a un bajo costo de producción entre 7,5 y 8,5 dólares por barril equivalente y agregará aproximadamente 1.300 barriles equivalentes diarios de producción inmediata (compuesto por aproximadamente 5 millones de pies cúbicos de gas natural convencional, 80 barriles día de líquidos de gas natural, 260 barriles día de petróleo pesado y 60 barriles día de crudo liviano y mediano).

Los bloques El Dificil y VIM-46 están ubicados en un área núcleo emergente cerca de las participaciones de la Compañía en los bloques La Creciente, VIM-22 y VIM-1. Los bloques Entrerríos y Río Meta tienen una ubicación central cerca de los activos productores de Cravoviejo, Cachicamo y Casimena de la Compañía. 

Los beneficios clave anticipados de la adquisición de PetroSud incluyen:

  • No hay compromisos de exploración en ninguno de los bloques adquiridos.
  • Producción de campos de gas conectados a la infraestructura de distribución existente.
  • Oportunidades inmediatas para incrementar la producción.
  • Ubicado aproximadamente a 75 kilómetros de La Belleza (VIM-1) y VIM-22.
  • Los activos de gas natural convencional equilibran aún más el perfil de producción.
  • Se podrían realizar posibles sinergias debido a la proximidad de los activos Llanos de PetroSud a los activos de petróleo ligero de Frontera.

Frontera Energy Corporation es una empresa pública canadiense involucrada en la exploración, desarrollo, producción, transporte, almacenamiento y venta de petróleo y gas natural en América del Sur, incluidas las inversiones relacionadas en instalaciones tanto upstream como midstream. 

La Compañía tiene una cartera diversificada de activos con participaciones en 37 bloques de exploración y producción en Colombia, Ecuador y Guyana, y ductos e instalaciones portuarias en Colombia. 

Fuente: Frontera Energy

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