Categoría: Gas Natural

Canacol Energy anunció que su presupuesto de capital para 2025 se encuentra entre 143 millones y 160 millones de dólares.

LA Corporación prevé que las ventas contractuales promedio realizadas de gas y petróleo para 2025, incluyendo tiempos de inactividad, oscilarán entre 146 y 159 millones de pies cúbicos equivalentes por día (“MMcfepd”).

Los contratos en firme take-or-pay de la Corporación para 2025 promedian 111 MMcfpd, netos del tiempo de inactividad contractual. Se espera que el precio promedio de venta en boca de pozo (incluidos los volúmenes take-or-pay y los interrumpibles), neto de costos de transporte, oscile entre 7,33 dólares/Mcf y 7,65 dólares/Mcf en promedio.

Plan Corporativo de 2025

Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, declaró: «En 2025, la Corporación se enfocará en:

1. Mantener y aumentar nuestra base de reservas y producción en nuestros activos principales en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, maximizando el uso de la infraestructura de transporte existente;
2. Explorar oportunidades de gas con mayor impacto en las Cuencas del Valle Inferior y Medio del Magdalena; i
3. Sentar las bases para iniciar operaciones en Bolivia en 2026; y
4. Continuar nuestro compromiso con la estrategia ASG”.

Para 2025, Canacol se enfocará en los siguientes objetivos:

En la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena (VIM) planea optimizar la producción e incrementar reservas mediante la perforación de hasta 11 pozos exploratorios y 3 pozos de desarrollo, la instalación de nueva infraestructura de compresión y procesamiento según sea necesario, y la realización de trabajos de reacondicionamiento en pozos productores en los principales campos de gas.  

Los pozos de desarrollo incluyen Clarinete-11, Siku-2 y Lulo-3, los cuales ya fueron perforados con éxito y están en producción.

El plan de perforación exploratoria incluye 10 pozos de gas en la Cuenca del VIM y un pozo exploratorio de gas y condensado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM). Entre los pozos exploratorios más destacados en el VIM se encuentra la continuación de operaciones en Natilla-2 ST2, donde se encontró una sección de aproximadamente 550 pies TVD de areniscas y lutitas interestratificadas dentro de la Formación Porquero, con buena calidad de reservorio, que indica la presencia de gas a una presión muy alta.

Otros pozos exploratorios destacados incluyen Ramsay-1, que apunta a una gran estructura cerrada en cuatro direcciones, dentro del reservorio de areniscas CDO, ubicado cerca del campo Nelson, y que planean perforar en el segundo trimestre de 2025.

También destaca un grupo de 3 pozos exploratorios (Zamia, Borbón y Monstera), dirigidos a tres prospectos distintos dentro del reservorio CDO, ubicados cerca del campo de gas Níspero, con la perforación del primero prevista para inicios del segundo trimestre.

Mientras que un descubrimiento en Natilla requerirá aproximadamente 9 meses para entrar en producción debido a la necesidad de construir una línea de flujo de 15 kilómetros, los pozos Ramsay, Zamia, Borbón y Monstera pueden ponerse en producción rápidamente si tienen éxito, dada su proximidad a las líneas de flujo existentes.

Los 5 pozos exploratorios restantes apuntan a estructuras más pequeñas cercanas a la infraestructura existente, lo que permitirá una rápida comercialización en caso de éxito.

En los últimos años, Canacol ha consolidado una posición significativa en el VMM y, este año, planea perforar el prospecto Valiente, que apunta a una estructura somera ubicada aproximadamente a 5 kilómetros al sur del campo de gas Opón, descubierto en 1965 por Cities Services y posteriormente desarrollado por Amoco en 1997.

La perforación del pozo Valiente-1 está prevista para el cuarto trimestre y tendrá como objetivo las mismas areniscas productivas de la Formación La Paz que fueron productivas en Opón, pero a profundidades considerablemente menores.

La Corporación también continúa sus esfuerzos en relación con el proyecto exploratorio Pola, ubicado en el VMM. Pola es un prospecto que le apunta a gas en reservorios del Cretácico a profundidades cercanas a los 17.000 pies. Dado el costo del pozo relativamente alto, la Corporación evalúa sus opciones sobre cómo proceder con el proyecto.

Por su parte, en Bolivia Canacol está a la espera de la ratificación y formalización por parte del Congreso de tres contratos de exploración (Arenales, Ovai y Florida Este) y un contrato de redesarrollo del campo Tita para establecer la fecha de entrada en vigencia de los cuatro contratos.

Actualmente, Canacol se encuentra preparando la solicitud del permiso ambiental para Tita, junto con la formulación de planes de desarrollo, con el objetivo de iniciar las actividades de reactivación del campo en 2026.

La actualización tecnológica de la Unidad de Hidrocracking Moderada requirió una inversión superior a los US$35.3 millones. Produce diésel de 10 partes por millón (ppm) de azufre, que es el estándar de calidad internacional más alto para este combustible.

Con una inversión de 35,3 millones de dólares, Ecopetrol actualizó la planta de Hidrocracking Moderada (HCM) de la refinería de Barrancabermeja, que le permite producir diésel de 10 partes por millón (ppm) de azufre.

La puesta en funcionamiento de la planta HCM traerá grandes beneficios ambientales para el territorio nacional ya que por la reducción de azufre le aporta al mejoramiento de la calidad del aire en el país.

En el proceso de remoción de azufre en la planta HCM se utiliza hidrógeno azul como parte del compromiso de la refinería de avanzar hacia la transición energética, esto significa que no se emite CO2 a la atmósfera, sino que se aprovecha para comercializar con otras industrias (farmacéutica y de bebidas gaseosas, entre otras).

La refinería de Barrancabermeja, que celebra 103 años de operaciones, es el centro de refinación y petroquímica más importante del país, con una capacidad máxima de procesamiento de 250 mil barriles de crudo por día, que son transformados en combustibles y productos petroquímicos fundamentales para la movilidad y la industrial nacional.

La reciente renuncia del ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, junto con los cambios normativos en el mercado del gas natural y las advertencias sobre riesgos en el abastecimiento, generan incertidumbre en el sector energético colombiano.

La Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP) señaló que los hechos que están ocurriendo en el sector energético colombiano evidencian la necesidad de un diálogo técnico y estructurado que garantice la seguridad energética del país mientras se avanza en la transición hacia fuentes renovables.

El gremio observa con preocupación los siguientes aspectos:

Inestabilidad en la política energética

La salida del ministro Camacho, aunque a la fecha no se ha oficializado, refleja la dificultad de mantener una hoja de ruta clara y consistente en el sector. La falta de continuidad en las políticas puede afectar la inversión y el desarrollo de proyectos estratégicos, dificultando la implementación de políticas energéticas coherentes y sostenibles, mientras se afecta la confianza de inversionistas y actores del sector.

Además, la falta de continuidad en la dirección del sector energético puede complicar la planificación y ejecución de proyectos a largo plazo, esenciales para garantizar la seguridad energética y avanzar en la transición hacia fuentes renovables.

Riesgos en el abastecimiento de gas natural

Según la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), Colombia enfrentará una escasez de gas a partir de 2026 si no se toman medidas urgentes, como el desarrollo de nuevas regasificadoras y una mayor exploración de recursos nacionales. A esto se suma el incremento en las facturas del gas que, según Vanti, podrían ser del 36 %, y que impactaría con mayor fuerza a los hogares de menores ingresos en ciudades como Bogotá, donde nueve de cada diez personas en condición de pobreza dependen de este combustible.

Cambios regulatorios y su impacto en el mercado

La reciente Resolución 102-015 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que entrará en vigor el 1 de junio de 2025, busca modernizar el mercado mayorista de gas natural en Colombia al flexibilizar las condiciones de contratación entre proveedores y distribuidores, medidas que también han generado gran incertidumbre respecto a su implementación y posibles efectos en la estabilidad de precios.

Medidas como las tomadas por Vanti se han atribuido a mayores costos de producción, la necesidad de importar gas y los respectivos costos de transporte a los centros de consumo, lo que terminaría por afectar a más de 3,6 millones de usuarios en ciudades como Bogotá, Tunja, Villavicencio y Medellín.

El llamado es claro: hay que evaluar si las nuevas medidas regulatorias realmente promueven un entorno que incentive la inversión necesaria para garantizar un suministro estable y asequible de gas natural, incentivando la competitividad, inversiones en infraestructura y exploración.

Propuesta de venta de activos de fracking de Ecopetrol

El anuncio del presidente Gustavo Petro sobre la posible venta de las operaciones de fracking en EE.UU. para reinvertir en energías renovables en Colombia ha generado debate sobre su viabilidad y los impactos económicos para la empresa y el país.

La ACGGP llama a la estabilidad y la planificación energética

La ACGGP reafirma la importancia del trabajo entre el sector público y privado para garantizar la seguridad energética del país y evitar el desabastecimiento de gas que podría afectar a millones de familias colombianas. La planificación estratégica, la inversión en exploración con foco en gas, producción y el desarrollo de infraestructura, deben ser un esfuerzo conjunto que garantice la sostenibilidad del sector.

Finalmente, el gremio indicó que la transición energética debe ser una prioridad, pero no puede avanzar sin garantizar la seguridad energética y la estabilidad económica del país.

“Es urgente fortalecer la exploración y producción de gas y petróleo en tierra firme, desarrollar infraestructura para energías renovables y asegurar un marco normativo estable que genere confianza para las inversiones”, concluyó la ACGGP.

En 2025, Colombia enfrentará incrementos significativos en las tarifas de gas natural que afectarán a diversas regiones y usuarios. Empresas como Vanti, EPM y Llanogas han anunciado alzas debido al aumento en el precio del gas, mayores costos de transporte y la finalización de contratos de suministro.

Debido a la pérdida de la autosuficiencia y a la finalización de algunos contratos en diciembre de 2024, el mercado del gas natural en Colombia experimenta una coyuntura que impactará directamente los bolsillos de los usuarios.

Diversas empresas de gas natural han anunciado incrementos en las tarifas para los usuarios residenciales, comerciales e industriales en varias regiones del país.

Vanti: Esta empresa informó que las tarifas finales de gas natural podrían aumentar hasta un 36% a partir de febrero de 2025 para usuarios residenciales, comerciales e industriales en la zona central de Colombia. Las alzas afectarán principalmente a las regiones donde opera la compañía, incluyendo Bogotá, Cundinamarca, Boyacá, Santander y el sur del Cesar. Se estima que las alzas serán de entre el 10% y el 36%.

Empresas Públicas de Medellín: EPM anticipó incrementos en las facturas de gas natural desde diciembre de 2024, con alzas entre el 20% y el 22% para todos los segmentos (residencial, comercial e industrial). Este aumento se reflejará en la facturación de febrero de 2025.

Llanogas: Los usuarios del Llano ya perciben un incremento en el precio del metro cúbico de gas natural domiciliario desde enero. En Villavicencio los incrementos oscilan entre $220 y $260 en el estrato 1, y entre $573 y $660 en el estrato 6. En el resto de los municipios atendidos por Llanogas, los incrementos podrían estar entre $360 y $714 aproximadamente.

Otras empresas: Gases del Caribe (Atlántico, Magdalena y parte del Cesar) aumentará sus facturas en gas domiciliario en un 5,2%. Efigas (Caldas, Quindío y Risaralda) prevé alzas de aproximadamente el 25%.

Por su parte, Gases de Occidente, que atiende el Valle y el norte del Cauca, y Surtigas, que atiende a Bolívar, Córdoba, Sucre y Magdalena, anunciaron que no tendrán alzas en 2025.

Entre las razones para el aumento de tarifas, las empresas distribuidoras expresan:

• Aumento en el precio de la molécula de gas natural: El incremento en el costo del gas natural es una de las principales razones detrás de estas alzas.
• Mayores costos de transporte: El cambio en las fuentes de suministro y la mayor distancia del transporte también contribuyen al aumento de las tarifas. Frente a la declinación de producción de los campos en Casanare, las nuevas fuentes de suministro se encuentran en la Costa Caribe, lo que aumenta los costos de transporte para el interior del país.
• Finalización de contratos de suministro: La finalización de algunos contratos de suministro el 30 de noviembre de 2024, que permitían a las comercializadoras contar con gas natural a precios más competitivos, también ha influido en los incrementos.
• Pérdida de soberanía energética: La necesidad de importar gas natural para atender a los consumidores diferentes al parque térmico exponen al país a mayores precios y volatilidad.

Ante estos incrementos, el Ministerio de Minas y Energía solicitó a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) y a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) que realicen las investigaciones respectivas, con el fin de proteger a los usuarios residenciales, comerciales e industriales afectados.

Hocol, empresa del Grupo Ecopetrol, rechazó las afirmaciones divulgadas en redes sociales por Juan Ricardo Ortega, presidente del Grupo Energía de Bogotá, sobre la supuesta manipulación de los precios de gas natural en el mercado nacional, y precisó qué:

• La producción de gas natural de Hocol representa apenas el 8% del gas que se consume en el país. El promedio de venta del gas natural comercializado por Hocol es US$5,97 por millón de BTU, inferior al promedio del mercado.
• Hocol no tiene injerencia en el aumento del precio del gas natural en el país, por lo que los señalamientos sobre una supuesta manipulación de precios carecen de verdad.
• Hocol opera y realiza todas sus actividades con total transparencia, cumpliendo estrictamente con la normatividad vigente y bajo la vigilancia de las entidades regulatorias, entes de control y el gestor del mercado en Colombia.

Finalmente, Hocol reiteró su compromiso con la competitividad del mercado y con el desarrollo sostenible del sector gasífero en Colombia.

Por la pérdida del país de la autosuficiencia en gas natural y por el descenso en la producción de los campos de los Llanos Orientales, las tarifas del servicio para el interior del país subirán a partir de febrero de 2025.

De acuerdo con Vanti, empresa que presta el servicio en Cundinamarca, Boyacá, Santander y el sur del Cesar, debido al aumento del precio del gas natural y el mayor costo por la distancia del transporte debido al cambio en las fuentes de suministro, la tarifa final de gas natural para los usuarios residenciales, comerciales e industriales regulados de diferentes partes del país tendrán un incremento de hasta 36% en sus facturas a partir de febrero.

Las distribuidoras comercializadoras de gas natural expresaron que estos aumentos se deben concretamente a:

1. El mayor costo del gas nacional a partir de 2025,
2. La incorporación de gas importado para atender la demanda nacional,
3. Y el hecho que las nuevas fuentes de suministro de gran parte del interior del país se encuentran en la Costa Caribe y aumentan los costos de transporte.

Por lo anterior, los incrementos en las tarifas se verán principalmente en ciudades como Bogotá, Medellín, Bucaramanga, Villavicencio, Manizales, Pereira, Armenia, Ibagué, Neiva y Yopal, entre otras.

Las alzas tendrán distintos impactos en diferentes distribuidoras, como es el caso de Vanti, Gas Natural Cundiboyacense, Gas Natural del Oriente y Gas Natural del Cesar, entre otras.

“Confiamos en que esta circunstancia no se extienda en el largo plazo, para lo cual necesitaremos continuar con un trabajo conjunto que permita obtener un marco regulatorio que viabilice la optimización de los precios tanto del gas nacional como del importado en el largo plazo, así como un esquema de remuneración de transporte que reconozca las nuevas circunstancias del mercado”, dijo Vanti en un comunicado.

Canacol Energy presentó sus resultados financieros no auditados y operacionales de 2024, las actividades y resultados de perforación en curso, y la actividad reciente en Bolivia.

Canacol reportó que el cuarto trimestre de 2024 fue sólido, con un EBITDAX que alcanzó aproximadamente 78 millones de dólares para los tres meses terminados el 31 de diciembre de 2024, lo que resultó en un EBITDAX anual de aproximadamente de 298 millones de dólares para 2024, superando el límite superior de la guía de la Corporación para 2024 (290 millones de dólares).

El EBITDAX se debe principalmente a la oferta limitada de gas natural en Colombia, lo que resultó en precios altos de gas y electricidad.

La inversión de capital (CAPEX) fue de aproximadamente 29 millones de dólares en el trimestre y 123 millones en 2024, respectivamente, lo que se ubica por debajo del límite inferior de la Guía 2024 (138 millones), debido principalmente a las eficiencias en perforación y la reducción de costos.

Actividad de perforación

Pozo Exploratorio Natilla-2 ST1: Este pozo del bloque Sinú San Jacinto alcanzó una profundidad total de 15.050 pies de profundidad, cerca de la base de la Formación Porquero, confirmando presencia de gas.

Actualmente, se está llevando a cabo el revestimiento para aislar la Formación Porquero antes de continuar la perforación hasta el objetivo primario Ciénaga de Oro, con una profundidad total planificada de 16.510 pies. Al finalizar la perforación, se llevarán a cabo registros en ambas formaciones, Porquero y CDO, respectivamente, y posteriormente se realizarán pruebas de producción en cualquier intervalo con potencial de producción de gas.

Pozo de evaluación Lulo-3: Inició perforación el 19 de enero de 2025 y alcanzó una profundidad total de 8.209 pies. El pozo encontró 101 pies de espesor neto contenedor de gas en el yacimiento primario CDO. Actualmente, el pozo está siendo revestido y completado, y se espera que entre en producción durante la primera semana de febrero de 2025.

Pozo de desarrollo Clarinete-11: Inició perforación el 21 de diciembre de 2024 y alcanzó una profundidad total de 8.695 pies. Encontró aproximadamente 205 pies de espesor neto contenedor de gas en el yacimiento de arenisca CDO y fue puesto en producción con aproximadamente 6 millones de pies cúbicos diarios (MMscfpd).

Pozo de evaluación Siku-2: Inició perforación el 26 de enero de 2025 y tiene como objetivo una extensión del campo de gas Siku, descubierto en 2020. El pozo le apunta a areniscas contenedoras de gas dentro del yacimiento CDO en una parte del campo ubicada aproximadamente 500 metros al sureste del pozo descubridor Siku-1.

Pozo de evaluación Pibe-2: Inició perforación el 19 de diciembre de 2024 y alcanzó una profundidad total de 9.392 pies. Se encontró gas no comercial en el yacimiento CDO, por lo que el pozo fue posteriormente abandonado.

Actividad en Bolivia

Canacol completó la firma de cuatro contratos con el Estado boliviano a través de su empresa estatal de petróleo y gas, YPFB. Los cuatro contratos, Tita, Arenales, Ovai y Florida Este, están ubicados dentro de la prolífica cuenca subandina en la región centro-sur de Bolivia, y todos se encuentran adyacentes a campos de gas en producción, gasoductos de exportación y otras instalaciones.

Tita es un contrato de desarrollo que abarca un campo de gas y condensado suspendido, descubierto por Occidental Petroleum en 1974.

Entre 1978 y 1996 el campo produjo aproximadamente 4,2 millones de barriles de condensado y 112 billones de pies cúbicos de gas natural, siendo quemado debido a la falta de infraestructura de gasoductos en ese momento.

Posteriormente, en 1998 se construyó un gasoducto de exportación que conecta Bolivia con Brasil, ubicado aproximadamente a 10 kilómetros al norte del campo Tita. La Corporación ha identificado un potencial significativo de recursos de gas remanentes en Tita y planea ejecutar inicialmente varios recompletamientos de pozos existentes en la primera mitad de 2026 para reiniciar la producción.

Se espera que la aprobación final de los cuatro contratos por parte del Congreso de Bolivia ocurra en el cuarto trimestre de 2025, lo que establecerá la fecha de entrada en vigor de los contratos y permitirá el inicio de las actividades de desarrollo y exploración.

El compromiso mínimo del programa de trabajo asociado con los cuatro contratos es de aproximadamente US$ 30 millones, a ser ejecutados en un período de 5 años.

Luego de casi 50 años de autosuficiencia en gas natural, Colombia comenzó a importar gas para atender la demanda no térmica.

Por: MARTÍN ROSAS

El primero de diciembre de 2024 será recordado como la fecha en que Colombia perdió la soberanía en gas natural. A partir de ese día el país comenzó a importar 40 giga BTU (GBTU) para cubrir el faltante de la demanda diferente a la térmica.

Luego de casi 50 años terminaba lo que en su momento se denominó la ‘revolución del gas natural’, un proceso que inició a mediados de los años 70 con los descubrimientos de los yacimientos de Chuchupa y Ballena en aguas marinas y en territorio del departamento de La Guajira, y que dio inicio a la masificación del gas natural en el país, hasta llegar a beneficiar hoy a más de 36 millones de colombianos.

De ahora en adelante los usuarios se verán abocados al alza en las tarifas, en la medida en que aumente el déficit y, por consiguiente, las importaciones, del que hasta ahora es el servicio público más económico, pues representa solo el uno por ciento del gasto de la canasta familiar.

La situación se torna grave no solo para los usuarios residenciales sino para los comerciales, industriales y vehiculares, que habían encontrado en el gas natural un combustible eficiente y económico, siendo este la segunda fuente de energía primaria del país, con un 25% de participación, luego del petróleo, que cubre un 39%.

Recordemos que en 2023 el sector industrial y comercial era el mayor consumidor de gas natural, con una participación del 34%, seguido por el parque térmico con 24%, el sector residencial con 18%, el sector petrolero con 16%, el vehicular con 5% y el petroquímico con 2%.

Si bien los sectores residencial y transporte no tienen una gran participación en el total del consumo, el impacto es enorme por la cantidad de familias que utilizan el gas natural para cocinar, unos doce millones de hogares, y en el sector vehicular se verán afectados cerca de 200 mil carros que operan con este combustible, incluidos el 30% de la flota de Transmilenio y el ciento por ciento de las flotas de los sistemas de transporte masivo de Valledupar y Cartagena.

Un desabastecimiento anunciado

La situación de escasez que afronta el sector es una crónica anunciada. En los últimos doce años las reservas de gas del país cayeron un 58%, al pasar de 5,7 terapiés cúbicos (TPC) en 2012 a 2,3 TPC en 2023.

La situación se dio por los bajos precios del crudo en 2014, lo que desestimuló la inversión en el sector y llevó a que en el segundo periodo del gobierno de Juan Manuel Santos no se firmara ningún contrato de exploración, después comenzó a recuperarse, pero vino la pandemia de la Covid-19.

De acuerdo con Andrés Bitar, vicepresidente de Estrategia y Asuntos Regulatorios de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), “este panorama además coincide con el hecho de que los 4 grandes campos: Pauto Sur, Cupiagua, Cusiana y Chuchupa se están agotando. En 2018 representaban el 70% del total del gas producido, mientras que para 2028 se espera que su participación disminuya al 47%”.

El puntillazo final se lo dio el actual gobierno de Gustavo Petro, que desde la campaña mostró su animadversión por el sector minero energético, y al llegar al poder les impuso nuevos gravámenes a las empresas de hidrocarburos y cerró las puertas a los pilotos de fracking y a la asignación de nuevos bloques de exploración.

La política anti fósiles del gobierno colombiano desestimuló la inversión y llevó a que el capital busque mejores condiciones en otros países de la región, como Argentina y Guyana, que muestran elevadas tasas de crecimiento, con el objetivo de alcanzar en el corto tiempo una producción de un millón de barriles en cada país.

Sin hablar de Brasil, que se ha propuesto como meta aumentar su producción de los 3,5 millones de barriles actuales a cinco millones a finales de la década.

De tal suerte que la única esperanza de Colombia está puesta en los campos offshore del Caribe, donde Petrobras y Ecopetrol confirmaron con los pozos Sirius reservas por más de 6 TPC, pero este gas solo saldrá a superficie hasta 2030, si se cumple el cronograma sin contratiempos, mientras tanto el país dependerá de las importaciones para suplir el déficit de producción.

Y aunque Ecopetrol liberó algún gas por la optimización en sus operaciones, al término de los contratos de largo plazo en noviembre pasado, el déficit estimado para 2025 por el Gestor del Mercado es del 7,6% de la demanda, unos 76 GBTU diarios.

En adelante, el gas importado se irá incorporando a la oferta y en la medida que vaya creciendo su impacto se verá reflejado en las tarifas al usuario final, toda vez que la molécula importada es mucho más costosa que la nacional.

De acuerdo con Luz Stella Murgas, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), si el faltante nacional se suple con un 50% de gas importado, las tarifas podrían subir entre el 20 y el 25%; pero si se suple con 100% de gas importado el alza sería entre 30 y 35%.

“Los precios van a subir en proporción a las cantidades de gas importado, y asimismo los precios nacionales se irán ajustando gradualmente a las condiciones de mercado, van a ir ajustándose a la paridad importación”, dice Murgas.

Y concluye que: “La reciente regulación para la importación de gas es un paso importante para garantizar el abastecimiento energético del país en el corto plazo. Sin embargo, es fundamental que esta medida se complemente con incentivos a la exploración y producción local, pues solo así podremos reducir la dependencia externa y asegurar precios más competitivos para los usuarios”.

La filial de Ecopetrol anunció que aumentará en ocho millones de pies cúbicos adicionales su oferta diaria de gas en el mercado.

Hocol S.A., empresa del Grupo Ecopetrol, dijo en un comunicado que aumentará en ocho millones de pies cúbicos diarios adicionales de gas la oferta al mercado nacional, lo que representa menos del uno por ciento del consumo nacional, estimada en 970 millones de pies cúbicos diarios.

Con esa adición, el total de gas que Hocol suministra al mercado es de 108 millones de pies cúbicos diarios.

“En un esfuerzo por contribuir a la estabilidad energética y cubrir la demanda de gas natural en Colombia, desde el pasado primero de diciembre de 2024 Hocol aseguró la comercialización del 100% del gas disponible en sus operaciones”, señaló la empresa.

No obstante, no aclara si el gas adicional es en firme o interrumpible, pero agregó que: La cantidad total de moléculas de gas que se comprometieron con diferentes agentes del mercado será suministrada en algunas zonas de la costa Caribe y del interior del país.

“Este aporte ratifica nuestro compromiso con el desarrollo sostenible y el bienestar de los colombianos. Estamos trabajando de manera constante para garantizar que el suministro de gas llegue de forma eficiente, incluso en los momentos de mayor escasez de oferta y mayor demanda”, afirmó Luis Enrique Rojas, presidente de Hocol.

Ecopetrol y Petrobras Sucursal Colombia confirmaron, con la perforación del pozo Sirius-2 en el Caribe colombiano, el que sería el mayor descubrimiento de gas de toda la historia del país.

La evaluación de los resultados de la perforación del pozo Sirius-2 (antes Uchuva-2) en el offshore colombiano confirma volúmenes de gas in place mayores a 6 terapiés cúbicos, por lo que el hallazgo podría aumentar en 200% las reservas actuales de gas del país, estimadas en 2,3 terapiés cúbicos.

La perforación del pozo, que inició el 19 de junio de 2024 y se localiza dentro del área del Bloque GUA-OFF-0 (antes Tayrona), está ubicado a 77 kilómetros de Santa Marta, con profundidad de lámina de agua de 830 metros.

Gracias a este resultado, el consorcio conformado por Petrobras como Operador (participación de 44,44%), junto a Ecopetrol (participación de 55,56%), iniciará las actividades de adquisición de datos meteoceánicos como parte del Proyecto de Desarrollo de Producción.

Estos datos, junto con información ambiental del fondo marino, información de batimetría, de geotecnia y geofísica, son fundamentales para la instalación de la línea de flujo para el transporte del gas natural desde el yacimiento hasta la unidad de tratamiento de gas en tierra, así como para la instalación de los sistemas de producción en el suelo marino.

El consorcio estima invertir USD $1.200 millones para la fase de exploraciónentre 2025 y 2029, y US$ 2.900 millones en la fase de desarrollo de producción.

La expectativa de inicio de la producción de gas natural es de 3 años luego de recibir todas las licencias ambientales y si se confirma la viabilidad comercial del descubrimiento, previsto hasta 2027; es decir, que el campo entraría en producción comercial hacia 2030.

La producción esperada, a través de cuatro pozos productores en un innovador diseño “subsea to shore”, es de alrededor de 470 millones de pies cúbicos al día durante 10 años.

“Este descubrimiento de gran potencial volumétrico de gas natural, da paso al inicio de las gestiones socioambientales y de licenciamiento necesarias para transportar el gas a los centros de consumo”, señaló Ecopetrol en un comunicado de prensa.