Promigas abrió un open season para construir el gasoducto Jobo-Transmetano

Como promotor del proyecto, Promigas abrió el proceso Open Season para desarrollar el gasoducto Jobo-Transmetano, como una solución de transporte competitiva, eficiente, estable y de largo plazo.

1 de noviembre de 2020.   Con el fin de darle una solución de transporte competitiva, eficiente, estable y de largo plazo, para llevar gas natural de la cuenca del Valle Inferior del Magdalena al departamento de Antioquia, Promigas publicó las bases de un open season para desarrollar el gasoducto Jobo-Transmetano, de unos 300 kilómetros de longitud y con una capacidad de 100 millones de pies cúbicos diarios.

Las características del proceso incluyen, entre otras, generalidades del gasoducto, requisitos de participación, mecanismo de asignación de la capacidad disponible, cronograma del proceso y los contratos de transporte de gas natural en firme asociados al Proyecto.

Por ser la primera vez que en el sector de gas natural se aplica la figura de Open Season, para efectos de procurar un resultado exitoso del proceso, Promigas estudió experiencias de Open Season nacionales de otros sectores de la economía, así como también experiencias internacionales, lo cual permitió la elaboración de las Bases, recogiendo no solo los postulados consagrados en la Resolución CREG 155 de 2017 sino las mejores prácticas de las experiencias revisadas.

Lo anterior, le permitió establecer reglas de juego orientadas por principios de objetividad, eficiencia, igualdad, transparencia y publicidad, que posibilitan la participación en el proceso, la ejecución del gasoducto y la prestación del servicio de transporte de gas natural, una vez se logre la puesta en operación del gasoducto, conforme los plazos establecidos en las bases.

El 22 de diciembre es la fecha establecida por Promigas para la publicación de los resultados de asignación y los contratos de transporte se estarían firmando entre el 28 y el 31 de diciembre de 2020.

Transporte público de Lima y Callao se convertirá a gas natural

Un convenio interinstitucional permitirá sustituir los carburantes tradicionales por el gas natural, un combustible económico, limpio y amigable con el ambiente.

1 de noviembre de 2020.   El Ministerio de Energía y Minas de Perú (Minem) suscribió un convenio interinstitucional con la Autoridad de Transporte Urbano para Lima y Callao (ATU), para que la masificación de gas natural, una política de Estado prioritaria para el gobierno, se sume al proceso de reforma del transporte.

El convenio, suscrito por el ministro Miguel Inchaustegui y por María Jara Risco, como titular de la ATU, permitirá a ambas entidades sumar esfuerzos de cara a impulsar proyectos que permitan sustituir los carburantes tradicionales por el gas natural, un combustible económico, limpio y amigable con el ambiente.

Mediante esta alianza, el Minem busca implementar la expansión del programa BonoGas Vehicular, para financiar la conversión vehicular de autobuses de transporte público con el fin que usen gas natural en lugar de diésel, medida que hará posible un ahorro en más del 50% en el costo de combustible.

“Confiamos en que este convenio se constituya en la piedra angular que apuntale el proceso de masificación del gas natural en el transporte, permitiendo el acceso a energía de bajo costo para los transportistas y el reemplazo del diésel por un combustible limpio, amigable con el medio ambiente”, dijo el ministro.

El programa BonoGas Vehicular operará facilitando la obtención de créditos a las empresas de transporte para financiar el cambio de motor de diésel a gas. Este crédito se podrá pagar hasta en cinco años y tendrá una tasa de interés no mayor del 1.6%.

Canacol y Parex presentaron ofertas por 4 áreas en el tercer ciclo de asignación

Las ofertas iniciales, para las actividades de exploración, suman aproximadamente 40 millones de dólares.

1 de noviembre de 2020.   Las canadienses Canacol Energy Ltd y Parex Resources presentaron propuestas válidas por cuatro áreas, en el tercer ciclo de adjudicación del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA).

Las áreas VIM 43, VIM 44, VMM 47 y LLA 134 están ubicadas en las cuencas del Valle Inferior del Magdalena, Valle Medio del Magdalena y Llanos. Las inversiones inicialmente propuestas para el desarrollo de los programas exploratorios tienen un valor aproximado de 40 millones de dólares.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) señaló que el Tercer Ciclo contempla la recepción de contraofertas el próximo 17 de noviembre, para lo cual 14 empresas más están habilitadas. En caso de no recibirse contraofertas, la asignación de áreas se hará el 30 de noviembre. Las áreas que sean objeto de contraofertas, se adjudicarán el 14 de diciembre.

«La reactivación del sector de hidrocarburos en Colombia es una realidad. Este Gobierno se la ha jugado de manera decidida a través del Proceso Permanente de Asignación de Áreas, con el que lograremos la firma de 30 contratos de exploración y producción al finalizar el año, incluyendo seis contratos Costa Afuera con empresas de primer orden mundial, después de más de cinco años sin firmar nuevos contratos. Esperamos, con el tercer y cuarto ciclo del proceso, continuar con esta senda de reactivación para un sector que es uno de los ejes de la reactivación económica sostenible del país y que aporta al progreso y desarrollo de las regiones de Colombia», afirmó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo.

“Agradecemos a las empresas participantes por su voto de confianza en Colombia y por seguir apostándole al país. Hoy realizamos una prueba piloto de tecnología Blockchain, que permite llevar a cabo el proceso de manera remota, garantizando seguridad y transparencia. Invitamos a las 16 compañías habilitadas a presentar contraofertas el 17 de noviembre”, concluyó Armando Zamora Reyes, presidente de la ANH.

Leve recuperación de la producción de gas y petróleo en septiembre

En los primeros nueve meses de 2020 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró una disminución de 3,5%, llegando a 1.022 millones de pies cúbicos por día (mpcpd), frente a los 1.059 mpcpd reportados en el mismo periodo del 2019.

30 de octubre de 2020.   La producción comercializada de gas natural en Colombia fue de 1.070 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en septiembre, lo que significa un aumento del 4,8% frente a lo registrado en agosto de este año (1.020 mpcd). En comparación con septiembre de 2019 (1.141 mpcpd), la producción de este energético tuvo una disminución del 6,24%.

De acuerdo con lo reportado por el Ministerio de Minas y Energía, el incremento en la producción de gas natural en los campos Clarinete (La Unión, Sucre), Cupiagua Sur (Aguazul, Casanare), Cusiana (Tauramena, Casanare), Gibraltar (Toledo, Norte de Santander) y Nelson (Pueblo Nuevo, Córdoba) se debió al comportamiento de la demanda de gas durante el mes de septiembre.

En los primeros nueve meses de 2020 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró una disminución de 3,5%, llegando a 1.022 millones de pies cúbicos por día (mpcpd) frente a los 1.059 mpcpd reportados en el mismo periodo del año 2019.

En cuanto a la producción de petróleo, en septiembre fue de 749.255 barriles promedio día, que representa un aumento del 0,96% frente a lo reportado en agosto (742.091 bpd). Con respecto a la producción de septiembre de 2019 (879.497 bpd), se presentó una disminución de 14,8%.

El incremento en la producción de petróleo durante septiembre se debió, principalmente, al desarrollo, optimización y al restablecimiento de la producción de los campos Cohembí, Platanillo (Puerto Asís, Putumayo), Yariguí-Cantagallo (Cantagallo, Bolívar) y Pendare (Puerto Gaitán, Meta).

En lo corrido del año, la producción de petróleo alcanzó 789.322 barriles promedio día, lo que muestra una reducción del 11,1% frente al mismo periodo de 2019, cuando se tuvo una producción de 887.233 barriles día.

Finalmente, en septiembre de 2020 se inició la perforación de un pozo de exploración y 17 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 18 pozos exploratorios y 205 de desarrollo.

Además, durante septiembre se adquirieron 49,95 kilómetros cuadrados de sísmica para un total de 226,65 kilómetros de sísmica 2D en lo que va del año.

Seleccionan proyectos de investigación sobre energía sostenible

Inversiones superan los 2.800 millones de pesos y beneficiarán iniciativas lideradas por las Universidades de la Sabana, Nacional de Colombia, Industrial de Santander y Cotecmar.

30 de octubre de 2020.   El Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) anunciaron este los resultados de la convocatoria conjunta 879, abierta desde junio a centros e institutos de investigación y desarrollo tecnológico del país.

Se trata de cuatro proyectos enmarcados en igual número de líneas temáticas relacionadas con abastecimiento energético confiable y diversificación de la canasta energética, innovación tecnológica y transformación digital, y planificación enfocada al desarrollo sostenible relacionada con estándares mínimos de desempeño energético e innovación de procesos para fortalecer metodologías en los programas, planes y proyectos de la UPME.

El viceministro de Conocimiento, Productividad e Innovación, Diego Hernández Losada destacó que “estos proyectos brindan soluciones desde la ciencia, tecnología e innovación para propiciar un abastecimiento óptimo de energía y aportar a la transición minero – energética colombiana, la cual se refleja, entre otros aspectos, en la participación creciente de las energías renovables no convencionales dentro de la matriz energética y en el aumento de la eficiencia energética por parte de los grandes sectores de consumo y de la sociedad en general”.

A través de los proyectos seleccionados se permitirá el establecimiento de hojas de ruta para la introducción del hidrógeno en la matriz energética del país, la penetración de vehículos eléctricos en los modos férreo y fluvial, la adopción de estándares mínimos de desempeño energético para equipos de alto consumo de energía, así como el fortalecimiento de las capacidades de seguimiento a proyectos de la UPME desde la perspectiva de innovación en procesos.

Por su parte, el director de la UPME, Cristian Jaramillo Herrera, manifestó que “Colombia tiene un enorme potencial en investigación, desarrollo e innovación y de ello dan cuentan las más de 57 iniciativas recibidas durante la convocatoria, de las cuales 50 continuaron en etapa de evaluación técnico financiera y 4 fueron las seleccionadas. Esperamos con estos procesos seguir fortaleciendo el planeamiento minero energético que realiza la entidad, sobre la base de un mayor conocimiento científico y tecnológico en las temáticas seleccionadas”.

Proyectos seleccionados
Línea 1 : Hidrógeno

Título: MEC-H2 Modelo del Sistema Energético Colombiano para la evaluación de escenarios de transición energética hacia la economía del Hidrógeno
Ejecutor: Universidad de la Sabana 
Cojecutor: Universidad de Antioquia, Cotecmar, Escuela Naval de Cadetes “Almirante Padilla“ Beneficiario: Drummond LTD

Línea 2: Transporte eléctrico modo férreo y fluvial
Título: FerroFluvial 4.0 – Plan de investigación para la evaluación y priorización de tecnologías orientadas hacia la electromovilidad y su penetración e impactos en el fortalecimiento de encadenamientos productivos de Colombia en sus modos férreo y fluvial.
Ejecutor: COTECMAR
Coejecutores: Universidad Nacional de Colombia, Universidad de Cartagena,  Universidad de la Sabana, Fundación Universitaria CEIPA, Instituto Tecnológico Metropolitano de Medellín,  Escuela Naval de Cadetes “Almirante Padilla.

Línea 3: MEPS
Título: Estándares mínimos de desempeño energético, MEPS y de etiquetado para los equipos de uso final de energía con mayores consumos en el país.
Ejecutor: Universidad Nacional de Colombia – Sede Bogotá 
Coejecutor: Universidad ECCI

Línea 4: Innovación de procesos para seguimiento a proyectos en la UPME
Título: Desarrollo de un sistema de gestión del portafolio de planes, programas y proyectos para la UPME.Ejecutor: Universidad Industrial de Santander
Esta iniciativa está alineada con el foco de energía sostenible de la misión internacional de sabios para el avance de la ciencia, la tecnología y la innovación llevada a cabo en 2019, y que priorizó temáticas de alta incidencia para afrontar desafíos productivos, ambientales y sociales del país.

Presentan el seguidor solar más largo del mundo

Ideematec Inc., la empresa líder mundial de seguimiento solar revela la tecnología de bloqueo Horizonte L:Tec, el seguidor solar más largo del mercado mundial.

30 de octubre de 2020.   Ideematec Inc., el principal proveedor mundial de sistemas de seguimiento solar, anunció su seguidor solar Horizon L:Tec en Solar Power International 2020.

El nuevo seguidor de dos módulos en posición vertical (2P) cuenta con una tecnología de bloqueo patentada que asegura los módulos en posición contra el galope de torsión, causado por cargas de viento extremas, para reducir los costos de mantenimiento y ampliar la vida útil del producto.

El seguidor se integra perfectamente con los módulos bifaciales para generar más energía por cada seguidor y admite módulos fotovoltaicos extragrandes. Los paneles tienen la capacidad de permanecer en posición de estiba, en un ángulo de cero grados, contra vientos de hasta 290 km por hora. 

Horizon L:Tec se basa en la tecnología de tracción desacoplada de Ideematec, que transporta cargas dinámicas a los postes de los cimientos y lejos de las cajas de cambio. Los seguidores de Ideematec requieren cuatro veces menos cajas de cambio y motores que los seguidores convencionales. Esto reduce significativamente el tiempo de instalación y los costos de mantenimiento, y mejora la eficiencia general del sistema.

“Esta innovación aborda un punto importante de dificultad en el mercado solar mundial”, comentó Mario Eckl, CEO de Ideematec. “Gracias a la tecnología reforzada y de bloqueo, los proyectos solares a gran escala pueden generar energía incluso en geografías y climas extremos. Este diseño mejorado responde a la creciente demanda de equipos rápidos de instalar para reducir los costos de construcción y creados para soportar los peores escenarios”. 

Con 190 metros de longitud, el Horizonte L:Tec es el seguidor solar más largo del mundo y estará disponible en todos los mercados en enero de 2021. Al poco tiempo, la empresa planea anunciar una versión del seguidor de un módulo en vertical (1P), utilizando la misma tecnología, que permitirá a los clientes adquirir cualquiera de las dos opciones. 

Proceso de selección del inversionista para regasificadora del Pacífico

De acuerdo con el cronograma elaborado por la UPME, se espera adjudicar el inversionista antes de finalizar el segundo trimestre de 2021.

30 de octubre de 2020.   Con la publicación de los documentos de selección del inversionista de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) da inicio oficial al proceso de convocatoria que tiene por objeto elegir al inversionista que realice la prestación del servicio de almacenamiento de Gas Natural Licuado (GNL), regasificación, transporte de gas natural y servicios asociados a la planta de regasificación del Pacífico.

La Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico es una de las obras planteadas en el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural publicado por la UPME en octubre de 2020 y adoptado por el Ministerio de Minas y Energía mediante Resolución MME 40304 de 2020.

La Infraestructura está compuesta por: i) Una planta de regasificación ubicada en el municipio de Buenaventura, Valle del Cauca, y ii) Un gasoducto que conecte dicha planta con el Sistema Nacional de Transporte de gas en el municipio de Yumbo.

Los documentos de selección del inversionista publicados por la UPME contienen las especificaciones técnicas, económicas y legales, así como las etapas definidas para el proceso de convocatorias que permitirán a los inversionistas interesados elaborar y presentar sus propuestas para participar en el proceso.

La UPME prepublicó los documentos de selección de inversionista en mayo de 2018 y junio de 2020 e incorporó en estos documentos definitivos los análisis de los comentarios realizados por los agentes interesados.

De acuerdo con el cronograma, la entidad tiene previsto culminar el proceso de selección y contar con el inversionista para la ejecución del proyecto antes de finalizar el segundo trimestre de 2021.

Buquebus, Scania y Galileo se unen en proyecto de GNL en Argentina

La empresa naviera Buquebus presentó el nuevo proyecto de integración vertical sustentable, que involucra la incorporación de dos nuevos generadores a gas natural de la firma Caterpillar, un surtidor Galileo Patagonia de GNL y dos camiones Scania P340 6×2. La inversión fue de seis millones de dólares.

29 de octubre de 2020.   La iniciativa argentina se suma a la que había comenzado hace ocho años con la adquisición del buque Francisco que opera con gas natural licuado (GNL) y la instalación de una planta de licuefacción modular en San Vicente, provincia de Buenos Aires, la cual está equipada con estaciones Cryobox desarrolladas por Galileo Technologies para proveer el GNL que alimenta a la moderna embarcación.

Los nuevos generadores permitirán aumentar la flexibilidad de dicha central y le darán la capacidad de autoabastecerse de electricidad con energía confiable, de máxima eficiencia y bajo impacto ambiental al utilizar gas natural como combustible.

Por su parte, los camiones Scania Green Efficiency convierten a Buquebus en una de las primeras compañías del mundo en incorporar esta tecnología ya que las unidades son impulsadas exclusivamente con GNL. Los camiones serán usados para transportar el GNL desde la planta de San Vicente hasta la terminal de Buquebus en Puerto Madero, para abastecer al buque Francisco.

Estos vehículos a gas permiten una autonomía de hasta 1.100 kilómetros, aumentan la eficiencia, reducen el impacto sonoro en un 50% y disminuyen las emisiones de CO2 hasta un 20%, con respecto a las versiones diésel convencionales. Además, logran una reducción de los costos operativos de hasta un 50%. Todos los motores Scania superan las exigencias de la norma Euro VI, la más estricta de Europa en relación al control de emisiones.

El ciclo se completa con la incorporación de un moderno surtidor Galileo Patagonia, cuya manguera le dispensará 150 litros de GNL por minuto a los nuevos camiones ecológicos para una carga rápida.

El equipo permite operar a través de gasoductos virtuales, es decir, se puede transportar e instalar en centros logísticos o industriales ya que no requiere conexión a la red soterrada de gas. A su vez, está preparado para dispensar bio-GNL, lo que reduce aún más las emisiones contaminantes.

“En 2013 arrancamos este sueño con Juan Carlos, la primera planta de nano GNL del mundo, que abastece al ferry Francisco, a su vez el ferry a GNL más veloz del mundo. Destaco la unión de las empresas, porque ahora nos juntamos con Buquebus y con Scania para desarrollar este proyecto y darle GNL a los camiones de Buquebus que trasladan el combustible que se produce en esta planta a su terminal en Puerto Madero.

“En cuanto al GNL, podemos tomar gas de gasoductos convencionales, como este caso; pero al mismo tiempo hay muchos pozos no conectados en Argentina, a donde podemos acercarnos, licuar el gas, colocarlo en isocontenedores y trasladarlo a distintos lugares, como plantas eléctricas. También podemos ir a industrias, desarrollar corredores azules con estaciones de GNL, crear ciudades armando un city gate; todo eso nos da una oportunidad de crecimiento y nos permite fomentar las economías regionales, bajar el costo del transporte y fundamentalmente aportar un combustible limpio”, dijo Juan Ojanguren, vicepresidente de Galileo Energía.

Por su parte, Andrés Leonard, CEO de Scania Argentina expresó: “El camino hacia un transporte sustentable y eficiente debe ser encarado por todos los eslabones que conformamos el sector. Estos camiones de nuestra línea Green Efficiency fueron diseñados para funcionar exclusivamente con GNL, y la elección de Buquebus por este tipo de combustible alternativo es esencial para continuar disminuyendo las emisiones contaminantes”.

Por su parte, el presidente de Buquebus, Juan Carlos López Mena, expresó: “Estamos en la planta de San Vicente, donde se toma el gas natural y se convierte en GNL. Nosotros tenemos dos grandes proveedores hoy, Galileo en la parte de licuefacción de gas y Scania en la parte de transporte de ese gas licuado, que también consumen gas licuado. Es una integración perfecta. Lo que me llevó a mí hace 12 años a pensar en el gas como propulsión de los barcos era que disminuía mucho las emisiones contaminantes y me pareció apasionante.”

Bolsa Mercantil lanza plataforma 2.0 transaccional de gas natural

Mediante el sistema se administran las subastas estructuradas por el Regulador para la negociación de suministro y capacidad de transporte de gas natural en los mercados primario y secundario.

29 de octubre 2020.   La Bolsa Mercantil de Colombia, actual Gestor del Mercado de Gas Natural, presentó la versión 2.0 del Sistema Electrónico de Gas (SEGAS), plataforma utilizada por los agentes del mercado de gas natural para el registro de información transaccional y operativa.

En línea con las directrices de la CREG, mediante este sistema se administran las subastas estructuradas por el Regulador para la negociación de suministro y capacidad de transporte de gas natural en las instancias de negociación de los mercados primario y secundario.

Hoy presentamos una versión renovada del SEGAS, pensada como una plataforma que mejora la experiencia de los usuarios, que les permitirá, de una manera más ágil, registrar y consultar la información transaccional y operativa del mercado para una mejor toma de decisiones, así como facilitar su participación en las subastas administradas por el Gestor del Mercado de Gas Natural” afirmó María Inés Agudelo, presidente de la BMC.

El SEGAS es una plataforma modular y escalable, desarrollada bajo protocolos de internet para acceso exclusivo de usuarios autorizados por las empresas y usuarios no regulados, participantes del mercado mayorista de gas natural registrados ante el Gestor del Mercado.

La plataforma centraliza la información del mercado de gas natural y posteriormente se despliega su publicación de manera agregada a través del Boletín Electrónico Central (BEC, www.bmcbec.com.co).

Este es el primer cambio que anuncia el Gestor del Mercado de Gas Natural, de varios que se presentarán en los próximos meses.

A la fecha, el SEGAS cuenta con más de 5 millones de registros de información relacionada con la operación y contratación del mercado. Así mismo, en ésta se han desarrollado cerca de 4.000 subastas de diferentes periodicidades (diarias, mensuales, bimensuales y anuales) en cumplimiento de la normatividad vigente. Actualmente se encuentran 343 empresas registradas, entre productores – comercializadores, comercializadores de gas importado, transportadores, comercializadores, generadores térmicos y usuarios no regulados.

Ecopetrol reporta $855.000 millones de utilidades en el tercer trimestre de 2020

Los resultados del tercer trimestre reflejan la rápida respuesta a la crisis que tuvo Ecopetrol y una recuperación gradual de la actividad.

28 de octubre de 2020.   Con base en la experiencia de las medidas de choque frente a la crisis de precios de 2014, que le sirvieron para enfrentar el doble choque al que se enfrentó la industria petrolera a comienzos de 2020, Ecopetrol revirtió la tendencia bajista de las utilidades, las cuales pasaron de $25 mil millones en el segundo trimestre de 2020 a $855 mil millones en el tercer trimestre, aunque aún están muy por debajo de los $3 billones de utilidades obtenidas en el tercer trimestre de 2019.

En el informe a la Superintendencia Financiera, la empresa manifiesta que “los resultados operativos y financieros del tercer trimestre del año reflejan un mejor entorno de precios, la paulatina reactivación de la cadena integrada de valor del Grupo Ecopetrol, y el efecto progresivo de las medidas de ajuste tomadas durante el primer semestre del año.”

Además, en el período, el Grupo Ecopetrol obtuvo un EBITDA de $5,3 billones, equivalente a un margen de 43%, el más alto registrado en el año y comparable con los reportados en 2019.

“Un mejor balance de oferta y demanda a nivel mundial permitió una importante recuperación en el precio promedio del Brent, el cual subió 30% entre el segundo y el tercer trimestre del año, pasando de 33 a 43 dólares por barril. Este contexto permitió una fuerte mejora en precios y mayores volúmenes de ventas de crudo y combustibles asociados al restablecimiento de la demanda nacional tras el levantamiento de las medidas de aislamiento social, y el mayor consumo de combustibles como resultado de la progresiva recuperación de la actividad económica”, sostiene el informe.

De hecho, los planes de ajuste ejecutados por la empresa desde 2014 le han permitido lograr un punto de equilibrio (breakeven de caja) menor a los 30 dólares por barril, frente a una cotización en promedio de 40 dólares del Brent.

En ese sentido, el presidente de Ecopetrol Felipe Bayón dijo que las inversiones en el off shore del Caribe colombiano seguirán adelante, lo mismo que las inversiones en el Permian en los Estados Unidos, donde iniciaron actividades en noviembre de 2019 y ya tienen una producción de 18.000 barriles diarios con 22 pozos perforados, con costos entre 7 y 10 dólares por barril.

En lo que respecta a producción, Ecopetrol alcanzó un promedio acumulado a septiembre de 697.7000 barriles de petróleo equivalentes por día (bped), de los cuales la producción de gas natural  representó un 20%, impulsada durante el tercer trimestre por la recuperación paulatina de la demanda de gas de las plantas de generación térmica y del sector industrial, y la reactivación de la producción de crudo ante un mejor escenario de precios.

En relación con el gas natural, el Grupo Ecopetrol reportó un margen EBITDA del 55% y aportó el 34% del EBITDA del segmento de Upstream, con datos acumulados a septiembre del 2020.

En cuanto a inversiones en gas, Bayón señaló que en los próximos años Ecopetrol y su filial Hocol invertirán entre 780 y 800 millones de dólares, principalmente en el piedemonte casanareño y el Magdalena medio.

En le off shore, Hocol realizará una perforación de delimitación en el área del Golfo de Morrosqulilo antes de 2021 y otra en el pozo Orca, frente a La Guajira, en 2022, para obtener más información sobre el potencial de reservas de gas en esas dos áreas.

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