Autor: Martín Rosas

Industria
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Enel-Codensa construye nueva subestación eléctrica en Bogotá

by Martín Rosas

La nueva subestación se llamará “Terminal”, estará ubicada en la Avenida Centenario (Calle 17), entre las Carreras 78 y 79, y atenderá la demanda de energía de las localidades de Fontibón y Kennedy. 

12 de marzo de 2020.   Luego de la aprobación de la Licencia Ambiental por parte de la Secretaría Distrital de Ambiente, y con una inversión de $20.000 millones de pesos, Enel-Codensa inicia la construcción de una nueva subestación eléctrica en Bogotá, denominada “Terminal”, y que tiene como objetivo atender la creciente demanda de energía residencial, comercial e industrial de la zona centro occidente de Bogotá, en especial, las localidades de Fontibón y Kennedy.

La Subestación Terminal estará ubicada en la Avenida Centenario (Calle 17) entre las Carreras 78 y 79, y tendrá una potencia instalada inicial de 80 MVA (millones de voltiamperios), energía equivalente a la que consume un municipio como Zipaquirá en su totalidad.

Así mismo, la subestación contará con dos transformadores en su primera fase, dos circuitos de alta tensión, y equipos y tecnología de soporte, monitoreo, seguridad y protección.

Se espera que las obras constructivas inicien en junio de 2020, mientras se hace todo el alistamiento de materiales y equipos necesarios para el desarrollo de la infraestructura eléctrica.

Además de atender el crecimiento de la demanda de energía, esta subestación beneficiará a más de 165.000 personas de manera directa, pues permitirá mejorar la calidad, confiabilidad y operatividad del servicio de energía en los sectores de Modelia, Hayuelos, Castilla, Ciudad Salitre y la Zona Industrial, pues reforzará el sistema de distribución local.

Entre los principales proyectos de expansión de infraestructura que se están desarrollando en esta zona de la ciudad y que están implicando crecimiento en la demanda de energía, se destaca el “Triángulo Bavaria”, donde se construirán más de 3.000 viviendas, áreas para comercio, oficinas, equipamiento comunal y parques. Así mismo, también se encuentra el proyecto “Ciudadela La Felicidad”, el cual está compuesto por 54 manzanas y donde ya se han entregado más 20 conjuntos residenciales y cerca de 5.000 viviendas nuevas.

Entre las principales características de la Subestación Terminal, se destaca que será una subestación completamente automatizada y telecontrolada, lo que permitirá que la operación de la Compañía tenga una mejor respuesta en momentos de contingencia. 

“Esta subestación hace parte del plan de expansión de subestaciones de alta tensión de Enel-Codensa, y del robusto plan de inversiones que la Compañía viene realizando en toda la zona de operación, con el objetivo de fortalecer la infraestructura eléctrica, atender la creciente demanda de energía requerida para el desarrollo económico e industrial del centro del país y mejorar los niveles de confiabilidad, estabilidad, seguridad y calidad del servicio en Bogotá y Cundinamarca”, dijo Luis Alejandro Rincón, subgerente de Unidad Operativa de Alta Tensión de Enel-Codensa.

GNL
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Parque térmico contrataría el 25% de la regasificadora de Buenaventura

by Martín Rosas

Seis plantas térmicas de generación eléctrica del centro occidente del país estarían dispuestas a contratar por lo menos el 25% de la capacidad de la proyectada planta de regasificación del Pacífico.

10 de marzo de 2020.    En diálogo con la Guía del Gas, Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG) dijo que el parque térmico del centro occidente de Colombia estaría dispuesto a contratar por lo menos la cuarta parte de la capacidad de la planta regasificadora del Pacífico, proyectada en Buenaventura con una capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios (MPCD).

En la actualidad, las plantas Termovalle, Termoemcali, Merieléctrica, Termosierra, Termocentro y Termodorada se respaldan con líquidos porque no consiguen gas en firme, pero si se construye la planta del Pacífico, contratarían por lo menos 100 MPCD para sus operaciones.

El interés se da no solo para darle confiabilidad con gas natural a la operación de estas plantas, sino por el posible estrés que pueda sufrir el sistema eléctrico nacional en caso que Hidrohituango no entre a generar a finales de 2021, como lo tiene previsto EPM, y que se presente un Fenómeno del Niño en 2022.

En consecuencia, “dese el lado de la Asociación estamos convencidos de que la planta del Pacífico se requiere, así lo muestran los balances de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y los informes de la Contraloría General de la República (la primera estima que a partir de 2024 se presentaría un déficit del energético, mientras que la segunda estima que sería a partir de 2021).

“Creemos que no va en contravía del desarrollo del gas nacional, sino que es una activo más que podría dar una mano en el tema de confiablidad, tanto del sector de gas como del sector eléctrico”, dijo Castañeda.

El dirigente gremial agregó que también están de acuerdo con que se desarrollen los yacimientos no convencionales y se materialicen las reservas existentes de los convencionales, pues “lo que hace falta definitivamente es oferta de gas en el país.”

Situación hoy

En 2020 el parque térmico ha entrado a generar más dado que los niveles de los embalses han bajado, llegando a niveles del 43%. Según Castañeda, “desde comienzos de enero se ha estado generando entre 30 y 40% con plantas térmica; es decir, de los 200 Gigawatios hora día estamos generando entre 60 y 80 Gwhd con base térmica, eso es más o menos lo que se ha visto porque los embalses han venido descendiendo en sus niveles.”

Acerca de la Misión de Transformación Energética

Sobre el reciente informe de la Misión de la Transformación Energética, Castañeda dijo que hay una discusión bastante larga durante muchos años sobre la forma de la contratación.

“Creemos que hay un problema en la forma como se contrata gas en el país. La forma como la CREG ha definido los contratos de gas no ha sido la más exitosa, básicamente porque no son contratos flexibles, que no le sirven ni al productor ni al generador, sobre todo al generador que no está generando todo el tiempo.

“Los contratos es un tema que se tiene que revisar, yo creo que el sector de gas es consciente de que los contratos existentes hoy en la regulación no funcionan; y del lado de los usuarios, que son las térmicas, tampoco les ha funcionado; se quedaron en el papel, pero de ahí a que se materialicen en un contrato, no se da”, dice Castañeda.

En consecuencia, propone que debe haber más de flexibilidad en la forma de contratar gas natural, que los agentes vuelvan a la bilateralidad, para armar un portafolio más amplio y no un solo un tipo de producto para un tipo de agente.

Eso dinamizaría además el mercado secundario. “Otro de los problemas que hemos identificado es que el secundario, que antes transaba volúmenes interesantes, ahora transa muy poco, precisamente porque los agentes se contratan basados en sus necesidades o su obligación de contratación, que fue lo que dijo en su momento el Ministerio; entonces todos están contratados al cien por ciento pero na hay excedentes de gas para poner en el mercado secundario”, señala el dirigente gremial.

Acerca de si se requiere una reforma estructural a la institucionalidad del gas natural en el país, Castañeda dijo que “no hay que barrer y arrancar de cero, porque sería más traumático.”

En lo que sí está de acuerdo es que las resoluciones se demoran demasiado en salir y en que el sector está demasiado regulado.

“Yo creo que en eso estamos todos de acuerdo. Hay un tema de micro regulación muy fuerte, y en esos ambientes tan regulados no se dan nuevos negocios, entonces el mensaje que han dado los gremios tanto el eléctrico como el de gas es que se suelten un poco las cosas, porque el sector sigue apretado y no se desarrolla”, señala.

Finalmente, en el tema de la institucionalidad, Castañeda agrega que la CREG se ha enredado desde que asumió el tema de líquidos.

“Es mucha gente con muchas tareas, pero no pasa nada. Creo que ha sido un desgaste para la CREG tener el tema de líquidos, porque ni siquiera ha sacado resoluciones de líquidos en los últimos 5 años, desde que tomó la función; entonces una de las cosas que sugerimos es que se separe el tema de líquidos, que lo vuelva a coger el Ministerio o que cree un regulador diferente para el tema, porque la CREG está desgastada con los temas de líquidos, gas y energía eléctrica, y eso no funciona”, concluye Castañeda.

Vehicular
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Tata Motors entregó primer pedido de buses a GNL de India

by Martín Rosas

La automotriz Tata Motors entregó el primer pedido de autobuses a gas natural licuado (GNL) de la India. Se entregaron cuatro unidades del Starbus LNG AC de 36 plazas. El fabricante desarrolló y entregó los buses en el plazo estipulado.

10 de marzo de 2020.   Diseñado y construido por Tata Motors, el Starbus LNG es el primer vehículo de pasajeros con un sistema integrado de GNL desarrollado para el mercado indio. La conclusión del primer proyecto de buses a GNL de la India se celebró con un evento realizado recientemente en la terminal de GNL de Kochi.

“Tata Motors ha dado un salto significativo con una serie de tecnologías alternativas de combustible para soluciones de movilidad sostenible y con la entrega de los primeros buses Starbus LNG hemos iniciado una nueva era de transporte. Estamos orgullosos de trabajar con LNG Petronet Limited en un esfuerzo por crear un futuro con menos carbono. Nuestro profundo conocimiento del transporte público sostenible, mientras desarrollamos opciones de movilidad confiables y ecológicas, nos ha llevado a sobresalir en esta industria. Con la tecnología de GNL, no solo somos optimistas y estamos preparados para el futuro, sino que también estamos extendiendo esa capacidad hacia la seguridad energética de la nación”, dijo Rohit Srivastava, vicepresidente, Línea de Productos – Autobuses, Tata Motors.

Además del modelo entregado a LNG Petronet Limited, Tata Motors también ofrece el Starbus LNG de 36 plazas con diseño 2×2 para el segmento de vehículos comerciales intermedios, y un Starbus LNG de 40 plazas con diseño 2×2 y de 56 asientos con diseño 3×2 para el segmento vehículos comerciales medianos.

La capacidad de combustible de los buses a GNL es hasta 2,5 veces mayor que los de GNC, y pueden operar hasta 600-700 kilómetros con una sola carga. El vehículo ofrece una ventaja significativa en términos de mejorar la calidad del aire, así como reducir las emisiones de efecto invernadero. Además, los buses a GNL son más livianos, por lo que ofrecen niveles mejorados de carga útil y reducen significativamente el costo total de operación.

Fuente: Tata Motors

GNL
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Perú promueve adopción de gas natural licuado en vehículos pesados

by Martín Rosas

El Ministerio de Energía y Minas (Minem) de Perú publicó dos proyectos de Decreto Supremo que buscan impulsar un mayor uso y consumo del gas natural en el transporte de carga pesada y de pasajeros a nivel nacional.

10 de marzo.   Las normas autorizan la construcción de una red de estaciones de servicio que suministren gas natural licuado (GNL), producto que ofrece mayor rendimiento y seguridad comparado con otros combustibles, además de ser económico y amigable con el medio ambiente.

Las Resoluciones Ministeriales, que plantean modificaciones a los Decretos Supremos N° 057-2008-EM y 006-2005-EM, permiten que los consumidores directos y demás agentes del mercado del GNL puedan construir sus propias estaciones de carga de combustible a fin de utilizarlo en sus actividades.

Además, se autoriza la operación de estaciones móviles para despachar GNL (denominadas Microfueler), que permiten trasladar el combustible al lugar donde el consumidor lo requiera, y también se dispone la creación del Sistema de Control de Carga de GNV-L, que regulará el consumo del combustible.

Con esta normatividad, que se enmarca en el desarrollo de la Política Energética Nacional orientada a la masificación de gas natural, se fomentará el uso del GNL en el transporte de carga pesada, de pasajeros y en el sector minero, entre otros rubros que se beneficiarán con la construcción de estaciones de servicio.

De esta forma se dinamizará la comercialización del GNL, permitiendo atender de forma más confiable, eficiente y segura la demanda nacional de combustibles, con un recurso local, lo que incidirá positivamente en la Balanza Comercial de Hidrocarburos, al disminuir la importación de otros combustibles, como el diésel.

Fuente: Minem

Gas Natural
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En 2019, Promigas incrementó sus utilidades en 12%

by Martín Rosas

Cifras positivas reportó el grupo empresarial de gas y energía eléctirca al cierre del 2019.

8 de marzo de 2020.   Los Estados Financieros de Promigas al 31 de diciembre de 2019, reflejan un EBITDA de $909.904 millones de pesos y una utilidad neta de $811.153 millones de pesos. Ambas cifras son superiores en 11% y 12%, con respecto a las registradas en 2018.

“La utilidad reportada -que representó una ejecución del 105% sobre la meta- “obedece a la ejecución responsable y eficiente de los costos y gastos en la administración y operación del negocio, al exitoso debut en el mercado de capitales internacional, a través del cual se logró una refinanciación parcial de deuda con emisión de US$400 millones y al excelente desempeño de todas las compañías en las que participamos como accionistas.”, aseguró Eric Flesch, presidente de Promigas.

La empresa ejecutó importantes inversiones en la expansión de sus sistemas de transporte, principalmente el de la costa Atlántica, ampliando la capacidad de este en 100 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd), lo que le permitirá atender las crecientes necesidades de sus clientes.

La organización, conformada por 20 empresas en Colombia y Perú, dedicada a negocios de transporte y distribución de gas natural y energía eléctrica, resaltó también las nuevas inversiones en energías renovables no convencionales. Es así como en 2019 Promigas cerró acuerdos comerciales para desarrollar proyectos de energía solar fotovoltaica en Cartagena, Cali y Popayán.

Además, el Departamento de Comercio y Desarrollo de Estados Unidos (USTDA) aprobó una subvención para Promigas por valor de USD $649.310, con el fin de desarrollar un análisis de factibilidad de la implementación de tecnologías de energía termo solar de concentración en Colombia.

Industria
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El impacto del coronavirus sobre el precio del petróleo

by Martín Rosas

Análisis de Germán Espinosa, presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol).

6 de marzo de 2020.  A finales de enero el coronavirus comenzó a generar pánico mundial tras conocerse que el número de contagios y víctimas mortales crecía rápidamente en China y comenzaba a propagarse a otros países de la región. Sin embargo, el temor de una posible pandemia era reducida, de tal manera que la afectación sobre el mercado de crudo no era tan alta. Se trataba de un efecto coyuntural cuyo impacto sobre la demanda de petróleo no sería considerable de controlarse rápidamente el virus y su propagación.

Cuatro semanas después el panorama mundial ha cambiado. El coronavirus es el centro de atención de la economía mundial y las organizaciones internacionales. El mundo enfrenta una situación de salud pública cuyo impacto pasó de ser únicamente sobre el mercado bursátil a tener efectos sobre la economía real.

Hoy se habla de más de 90.000 contagiados, más de 3.000 muertes asociadas al virus y presencia en más de 60 países, incluido Colombia. Este hecho ha jalonado los precios del crudo a la baja, de tal manera que el Brent cayó 13,1% de enero a febrero, y alcanzó mínimos no observados desde julio de 2017.

Esta situación es comparable con el virus SARS, que generó pánico en 2003 y cuyo origen también fue China. Centros de investigación de ese país señalaron que el coronavirus se asemeja en 80% al SARS, pero, dados los altos flujos de personas a nivel global, el coronavirus ha alcanzado una propagación y un impacto mucho más pronunciados, que dificultan su rápida contención. De esta manera, China ha optado por aislarse para lograr contener el virus, y ha limitado el comercia hacia y desde este país, impactando considerablemente la demanda de crudo.

Teniendo en cuenta que desde inicios de 2020 se temía que a lo largo del año se observara un exceso de oferta que impactara los precios, el riesgo es aún más alto con la reducción en la demanda que ha ocasionado el virus.

Las reacciones del sector petrolero a nivel mundial no se han hecho esperar. Importantes organizaciones de energía como la AIE y la EIA han reducido sus pronósticos de crecimiento en demanda, en 364 KBOPD Y 378 KBOPD, respectivamente. La EIA tomó como referencia el tiempo de duración y el tiempo de impacto del virus SARS en 2003, y concluyó que la mayor caída en demanda se daría en febrero, alcanzando un piso en marzo, y recuperándose poco a poco entre abril, mayo y junio, una duración total de 5 meses, la misma de la coyuntura de 2003.  

Por otro lado, la OPEP y sus aliados, encabezados por Arabia Saudita y Rusia, estudian nuevamente la propuesta de incrementar la reducción en suministro en 600 mil barriles diarios, que había sido analizada a comienzos de febrero y descartada por Rusia, que decidió esperar y evaluar la evolución del virus.

Al momento de la publicación de este artículo, el cinco y seis de marzo en Viena estarán reunidos los países miembros del cartel y otros países aliados, con el fin de evitar una sobreoferta de crudo y jalonar los precios al alza.

Otras organizaciones han alertado sobre los impactos económicos del virus. La OCDE redujo su estimación de crecimiento mundial para 2020 del 2,9% que pronosticó previo a la aparición del coronavirus (en noviembre de 2019), a 2,4%. La economía mundial se recuperaría en 2021 y crecería 3,3%, según este organismo.

Así mismo, la OCDE redujo considerablemente el crecimiento de China en 2020, de 5,9% a 2,9%, dando así cuenta del gran impacto que el coronavirus está teniendo sobre la economía del gigante asiático, lo anterior, sumado a los impactos de la guerra comercial con Estados Unidos. En 2021, según indica la OCDE, China podría recuperar el crecimiento a 6,4%, si se reestablecen las relaciones con Estados Unidos, pero sobretodo, que se pueda contener el coronavirus en el primer trimestre de 2020.

Como consecuencia del virus, el pasado viernes 28 de febrero la Bolsa de Nueva York (NYSE) tuvo la peor caída desde la crisis financiera de 2008. Por su parte, la Organización Mundial del Comercio (OMC) señaló que el comercio global se ha reducido considerablemente, y el temor pasó de ser bursátil a verse reflejado en las cifras de comercio internacional que comenzarán a publicarse en las próximas semanas. En respuesta a lo anterior, Goldman Sachs redujo su pronóstico del precio Brent para 2020 de 63 USD/BL a 53 USD/BL.

Efectos en Colombia

Colombia no es ajena a la situación, y al ser un país dependiente de los ingresos petroleros, es muy vulnerable a esta coyuntura. En el Plan Financiero del Gobierno presupuesto para 2020 se contaba con un Brent de 60,5 USD/BL. Pero, según el Marco Fiscal de Mediano Plazo de 2019, en la medida que el precio del barril desciende un dólar se impacta la renta petrolera en un rango de entre 300 y 340 mil millones de pesos (cerca del 0,04% del PIB). Al escribir esta nota, el precio del Brent rondaba los 50 USD/BL.

Lo anterior tendría implicaciones directas sobre el ingreso de divisas vía exportaciones e Inversión Extranjera Directa. Así mismo, habrá que estar muy atentos a los impactos sobre las variables reales del sector petrolero, tales como la actividad de taladros y la producción.

Desde Campetrol creemos que las autoridades chinas y las organizaciones internacionales lograrán contener el virus, liberando el mercado de la incertidumbre que este ha ocasionado. Sin embargo, anticipamos que el crecimiento de la demanda agregada de crudo será débil a lo largo del año, por el alto impacto del virus sobre la economía china, el principal consumidor de crudo a nivel mundial. Esperamos que se generen los incentivos necesarios a la demanda que permitan recuperar la tendencia al alza en precios con la que abrió el 2020.

Industria
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Grupo Energía Bogotá reportó utilidades por $1,85 billones en 2019

by Martín Rosas

Entre los principales logros del Grupo se encuentran la adquisición del Grupo Electro Dunas en Perú y la oferta por la adquisición en conjunto con Red Eléctrica de España de la compañía Argo en Brasil.

5 de marzo 2020.   El Grupo Energía Bogotá (GEB) presentó los resultados financieros para el cuarto trimestre del año y para todo el 2019, así como los principales logros en sus líneas de negocio de gas natural y energía eléctrica.

Los ingresos operacionales del Grupo en el 2019 alcanzaron $4,89 billones, lo que representan un aumento del 22,1% frente al mismo periodo del año anterior. Por su parte, la utilidad neta en el 2019 fue $1,85 billones, que corresponde a un crecimiento de 5,6% frente a las cifras re-expresadas de 2018 (crecimiento del 8,3% respecto de la utilidad real del 2018). El Ebitda pasó de $2,64 billones a $3,12 billones, con una variación de 18,1%.

El Grupo le propondrá a la Asamblea de Accionistas la distribución de $1,29 billones de dividendos, es decir $140 pesos por acción.

Entre los principales logros de 2019 está la adquisición que realizó en Perú del Grupo Dunas, conformado por ElectroDunas, Peru Power Co (PPC) y Cantalloc, negocios perfectamente alineados con la estrategia de crecimiento, que aumentaron en 245.000 el número de clientes.

Cálidda, compañía de distribución de gas en Lima y Callao (Perú), registró un crecimiento récord en el número de clientes conectados, superando los 950.000. La Sucursal de Transmisión, en Colombia, adquirió las subestaciones Betania 230 kV y Tuluní 230 kV.

Además, de presentar el anuncio de oferta para adquirir en conjunto con la española Red Eléctrica Internacional la compañía Argo Energía en Brasil, que representa una importante consolidación para el GEB del negocio de transmisión de energía en ese país.

Para Astrid Álvarez, presidente del Grupo Energía Bogotá, “estos buenos resultados evidencian la consolidación del Plan Estratégico Corporativo de la compañía alineado con los factores ESG (ambientales, sociales y de gobernanza), que nos han permitido tener un crecimiento rentable, pero con una alta conciencia social para llevar progreso y trabajar de la mano con las comunidades donde tenemos presencia”.

Gas Natural
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A Colombia le queda un año de autosuficiencia en gas: Contraloría

by Martín Rosas

Al organismo de control le preocupa el retraso en el cronograma de la planta regasificadora del Pacífico, que debía entrar a operar en 2021 y se proyecta ahora para 2024.

3 de marzo de 2020.   Colombia perderá su autosuficiencia en gas natural a partir de 2021, lo que coincide con el retraso de la entrada en operación de la planta regasificadora del Pacífico, prevista ahora para 2024, señala un reciente estudio de la Contraloría General de la República (CGR), donde evalúa la perspectiva del sector en el corto y mediano plazo.

Para el organismo de control, el país requiere de la infraestructura de respaldo que le permita atender la demanda de gas natural en términos de seguridad y confiabilidad, la cual ha sido propuesta por el Gobierno Nacional desde el 2010 en los diferentes planes de desarrollo.

A la CGR le preocupa en particular el retraso en los cronogramas de los proyectos que respaldarán la demanda de gas natural, como es la Regasificadora del Pacifico, ante el descenso sostenido  de  las  reservas  de  gas natural  que se viene dando desde el 2012 y los pobres resultados del proceso de exploración y explotación.

En el estudio sectorial denominado “Viabilidad de la construcción de una planta de regasificación en la Costa Pacífica”, ¿Perdió Colombia la autosuficiencia en gas natural?”, la Contraloría Delegada de Minas y Energía analiza el comportamiento de las reservas frente al crecimiento del sector en términos de oferta y demanda, así como el futuro de estas variables.

El documento pone en evidencia debilidades en el control que ejerce el Ministerio de Minas y Energía sobre entidades adscritas, como la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), por cuanto se maneja información que no es procesada oportunamente y compartida.

Ejemplo de lo anterior son los métodos diferentes que utilizan el Ministerio y la ANH para calcular las reservas de gas natural, así como declaraciones a medios que dio en su momento el saliente director de la ANH cuyo alcance no era de conocimiento de la cartera ministerial.

Según el análisis, “estas debilidades en el control y coordinación ocasionan retrasos en la entrada en operación de los proyectos, lo que aunado a la ocurrencia simultanea de un escenario de perdida de auto suficiencia, generaría un déficit en el balance oferta demanda con sus consecuentes implicaciones en el precio del gas natural y las tarifas de energía eléctrica, afectando a los usuarios más vulnerables”.

En 2022 el gas no alcanzará para cubrir la demanda

Las reservas de gas natural de Colombia vienen en franco descenso desde el año 2012, debido a que fuentes de la Costa Caribe (Chuchupa y Ballena) se encuentran en decadencia, pues en sus mejores tiempos sostuvieron el plan de masificación aportando en el 2002 el 85% de la oferta total (unos 599 MPCD) y en 2018 solo aportaron un 27%, de una oferta de 912 MPCD. La otra gran fuente, Cusiana, gracias a desarrollos operacionales ha compensado en algo los volúmenes necesarios para atender una demanda que supera los 1.000 MPCD.

La Contraloría señala que con la información proporcionada por los productores y los estimativos del crecimiento de la demanda, se observa que al 2022 la cantidad de gas natural disponible para la venta no alcanzará para cubrir la demanda.

“Esta situación ha sido de conocimiento del Gobierno Nacional, que ha contemplado la construcción de dos plantas de regasificación como alternativa para importar gas natural y garantizar el abastecimiento en términos de seguridad y confiabilidad”. Señala la entidad en un comunicado.

No hay claridad sobre la planta del Pacífico

La planta regasificadora para la costa Pacífica debía entrar a operar en el 2021, según el informe técnico publicado por la UPME, pero por diferentes motivos se ha retrasado el cronograma diseñado a tal punto que a la fecha no ha asignado el inversionista y la proyección de entrada en operación se ha trasladado al 2024.

Para la Contraloría, ha faltado coordinación de la CREG y la UPME en el nuevo proceso para la selección del inversionista que se encargará de la construcción, operación y mantenimiento de la Regasificadora del Pacífico. En este caso, la CREG debe establecer cómo será la remuneración de la inversión y requiere que la UPME le informe quiénes serán los usuarios de la demanda, y esta información aún no se le ha reportado.

“La planta del Pacífico se viene planeando desde 2010, y al día de hoy no hay claridad en algunos aspectos, tales como la demanda que atenderá la planta a fin de establecer la remuneración, aspecto que mantiene el proyecto en stand by y el desarrollo del cronograma establecido por la UPME para la entrada en operación no se ha modificado y, con lo avanzado al día de hoy, no se dará cumplimiento a este hito”, concluye el comunicado.

Industria
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Campetrol: Decreto sobre los pilotos de fracking pone las reglas claras

by Martín Rosas

El gremio de los servicios petroleros es optimista y ve con buenos ojos la integración institucional que propone el Decreto, lo cual busca garantizar la transparencia de los resultados de los pilotos de fracking.

3 de marzo de 2020.   Tras conocer el Decreto del Ministerio de Minas y Energía que fija los lineamientos para adelantar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) considera que esta norma representa un paso adelante en su implementación.

El presidente Ejecutivo de Campetrol, Germán Espinosa, recalcó la importancia de los PPII como una oportunidad para generar un cambio estructural en el relacionamiento del sector, gobierno e industria con el territorio, pues son herramientas de generación de confianza y transparencia.

“Los PPII nos permitirán conocer los posibles impactos ambientales y sociales de la aplicación de la tecnología. Esta es nuestra oportunidad de hacer las cosas bien, y de demostrar nuestra capacidad como industria para prevenir, mitigar y compensar los diferentes riesgos que se puedan presentar”, dijo Espinosa.

En línea con lo anterior, el dirigente gremial también recalcó la importancia técnica de los PPII para el sector: “La toma de decisiones en la industria de hidrocarburos se realiza a partir de diversos cálculos y simulaciones, que producen información suficientemente precisa y aproximada a la realidad como para evaluar diferentes escenarios y definir los posibles riesgos asociados a éstos.

“Específicamente, las operaciones asociadas a yacimientos no convencionales son de mayor complejidad, por lo que se convierte en un reto importante el correcto modelado matemático de las mismas. Por esta razón, se hace necesaria la debida realización de proyectos piloto, que permitan la validación y corrección de los modelos actuales, así como la apropiada evaluación de riesgos económicos, ambientales y posibles problemas asociados al desarrollo de estos yacimientos”, dijo.

Gas Natural
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Rafael Mejía renunció a la presidencia de la Bolsa Mercantil

by Martín Rosas

En remplazo de Mejía asume como nueva presidenta María Inés Agudelo Valencia.

2 de marzo de 2020.   La junta directiva de la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) aceptó hoy, en sesión extraordinaria, la renuncia presentada por Rafael Mejía López a su cargo de presidente, quien anunció su deseo de cerrar su ciclo en la organización.

El órgano directivo reconoció que el liderazgo y gestión de Mejía fueron determinantes para que la entidad hubiera conseguido los resultados financieros, trasformación digital y bienestar de sus colaboradores más importantes en su historia, cuya presidencia asumió Rafael Mejía en octubre de 2016 y ocupará hasta el próximo 31 de marzo.

Tras la dimisión, la junta directiva designó como su remplazo a María Inés Agudelo Valencia, quien hasta hoy y por espacio de más de tres años se desempeñó como miembro de junta directiva de la entidad y se convierte ahora en la primera mujer presidente de la Bolsa Mercantil.

Agudelo se ha destacado por su alto perfil técnico al ser Economista de la Universidad de los Andes con maestría en Ciencias Económicas de la Universidad de Londres, Birkbeck College, y estudios de doctorado en Economía de la misma universidad. Además, fue viceministra técnica del Ministerio de Hacienda y Crédito Público, miembro de la Junta Directiva del Banco Mundial y del Fondo Monetario Internacional, directora de Fogafin e investigadora asociada de Fedesarrollo.

Algunos de los retos más importantes que enfrentará María Inés Agudelo serán: la consolidación de los objetivos y culminar la implementación del modelo operativo y digital, así como perseverar la construcción de una cultura de alto desempeño para fortalecer la oferta de valor al cliente innovando en los mercados administrados.

Hay que señalar que la BMC es el actual Gestor del Mercado de Gas Natural en Colombia, labor que ha ejercido en los últimos cinco años.

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