Perú promueve adopción de gas natural licuado en vehículos pesados

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

En 2019, Promigas incrementó sus utilidades en 12%

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.

El impacto del coronavirus sobre el precio del petróleo

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.

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

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”.

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

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.

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

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.

Rafael Mejía renunció a la presidencia de la Bolsa Mercantil

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.

Promigas inaugura gasoducto de 100 Mpcd en la costa Caribe

Promigas puso en operación el proyecto de ampliación de infraestructura para transportar gas natural desde los nuevos yacimientos del sur del Caribe.

2 de marzo de 2020.   La expansión, con una capacidad de 100 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd), permite cumplir con los compromisos trazados en 2019, entregando al país 50 Mpcd adicionales para Barranquilla, y otro tanto para Cartagena, el cual fue entregado el año pasado en su primera fase.

La inversión ejecutada es cercana a los $650.000 millones de pesos y comprende dos estaciones compresoras (Paiva y Filadelfia) y más de 200 km de gasoducto a lo largo de la Costa Atlántica, en donde se resalta el proyecto del Cruce Horizontal Dirigido Canal del Dique de 3.4 Km y considerado el más largo de América Latina y el octavo a nivel mundial.

Esta nueva capacidad de transporte representa un 30% de la demanda actual de la Costa Caribe y hace posible incorporar las nuevas reservas de gas desde los campos de Sucre y Córdoba, ampliando la oferta hasta los principales centros de consumo y mitigando el declive en la producción de los yacimientos de gas de La Guajira.

En total la obra generó más de 3.500 empleos directos en los territorios.

Los campos Floreña y Pautó en Casanare pasan a manos de Ecopetrol

La producción de esos activos asciende a 56 mil barriles equivalentes de petróleo por día (30.500 barriles de petróleo, 110 millones de pies cúbicos de gas y 2.400 barriles de condensados). Ecopetrol desarrollará una estrategia de operación integrada de los campos del Piedemonte, principal fuente de suministro de gas en Colombia.

1 de marzo de 2020.   Ecopetrol S.A. y Equión informaron que desde el 29 de febrero de 2020 termina el Contrato de Asociación de Piedemonte y desde ahora Ecopetrol comenzará a operar directamente los campos de Floreña y Pauto, en Yopal (Casanare), cuya producción actual asciende a 56 mil barriles equivalentes de petróleo día (30.500 barriles de petróleo, 110 millones de pies cúbicos de gas y 2.400 barriles de condensados).

Por casi 30 años, antes como BP Exploration Colombia y desde hace nueve años como Equión, dicha empresa adelantó operaciones de exploración, producción, procesamiento, transporte y venta de hidrocarburos líquidos y gaseosos desde Casanare.

“Para Equión es un orgullo haber desarrollado y operado los campos Floreña y Pauto de la mano de las comunidades, autoridades locales, empleados, contratistas y demás aliados. Ahora Ecopetrol asume el reto de continuar desarrollando el potencial que tiene esta zona del piedemonte casanareño, en armonía con las comunidades y el medio ambiente”, afirmó María Victoria Riaño, presidente de Equión Energía.

Con el recibo de Floreña y Pauto, Ecopetrol consolida su presencia en Casanare. La Empresa ejecutará una estrategia de operación integrada de todos los campos del Piedemonte, que incluyen los activos Cusiana, Cupiagua y Recetor, para aportar al suministro de gas del país. La producción conjunta de estos campos suma 149 mil barriles equivalentes de petróleo día y aporta el 50% del gas que demanda el país.

“Reconocemos el buen trabajo realizado por Equión en la región durante todos estos años. Como Ecopetrol continuaremos trabajando en el fortalecimiento de la relación con las comunidades para desarrollar programas de beneficio colectivo y con responsabilidad ambiental, como lo hacemos en todas las regiones en las que operamos”, dijo el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón.

Ecopetrol proyecta la ejecución de nuevas actividades de perforación y facilidades, que en armonía con el entorno, generarán oportunidades laborales, de contratación de bienes y servicios locales, e inversión social, las cuales contribuirán al desarrollo sostenible del departamento de Casanare.

Terpel, primera compañía privada de hidrocarburos en ranking Merco

La compañía subió 7 posiciones en el ranking general de la medición y entró en el grupo de las 25 destacadas por su desempeño en términos de responsabilidad y gobierno corporativo.

28 de febrero de 2020.   Terpel es la primera compañía privada del sector petrolero y de distribución de hidrocarburos, según el más reciente ranking de responsabilidad y gobierno corporativo realizado por la firma Merco. El estudio mide el comportamiento ético, la transparencia, el compromiso por el medioambiente y la contribución a la comunidad desde el sector empresarial.

La compañía alcanzó el puesto 25 en el ranking general de esta medición, subiendo 7 puestos desde la edición 2018, en la que ocupó la posición 32.

“Estamos muy orgullosos de ser reconocidos como la compañía número 25, y la primera empresa privada del sector,  en el listado de las empresas con las mejores políticas de responsabilidad y gobierno corporativo. Estos resultados reflejan el trabajo constante de un equipo disciplinado y responsable, que está comprometido con la ética y la transparencia”, expresó Daniel Perea, vicepresidente de Asuntos Corporativos Terpel.

A este reconocimiento se le suma la inclusión de Terpel en el SAM* Sustainability YearBook 2020, ubicándose como una de las 15 empresas más destacadas del mundo por su gestión sostenible en el sector Retail, gracias a sus buenas prácticas en términos económicos, sociales y ambientales.

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