Categoría: Gas Natural

Canacol continúa sumando descubrimientos de gas natural en Colombia, para contribuir al desbalance entre oferta y demanda, reducir la dependencia de las importaciones y apoyar la seguridad energética nacional.

Según la empresa, las operaciones de Canacol se han centrado en mantener producción en el Valle Inferior del Magdalena, con perforaciones cercanas a infraestructura existente para maximizar la eficiencia operativa.

Canacol incrementó actividades en 2024 sin requerir capital adicional (USD $138 MM), gracias a iniciativas de perforación y eficiencia en costos, pasando de un presupuesto inicial de entre 8-9 pozos a 11 pozos en el año.

De los 11 pozos programados para 2024, se han perforado 8: cuatro exploratorios con tres exitosos; y cuatro de desarrollo (todos exitosos), destacando la efectividad del programa para cumplir con los objetivos.

Kite-1 es el descubrimiento más reciente. Ubicado entre los campos Palmer y Pomelo, encontró una columna de gas de 102 pies TVD. Actualmente produce 10.5 MMscfpd, aportando significativamente al mantenimiento y aumento de la capacidad operativa de Canacol.

Desde 2022, Canacol invirtió $70 millones en 711 km² de sísmica 3D para respaldar su programa de exploración. Esta inversión ha permitido identificar prospectos clave como Natilla-2 y fortalecer su portafolio exploratorio.

Natilla-2, perforado con datos de sísmica 3D reciente, es el prospecto más grande de la campaña. Su éxito podría significar una adición sustancial de reservas y el desarrollo de una nueva área productora de gas para la Corporación.

También está perforando el pozo de exploración Pibe 1, que comenzó perforación el 23 de noviembre de 2024, y está ubicado aproximadamente 4 kilómetros al norte del reciente descubrimiento Chontaduro-1 en el contrato VIM-21 E&P. El pozo está apuntándole a posibles areniscas contenedoras de gas dentro del reservorio CDO y avanza hacia una profundidad total programada de aproximadamente 11,000 ft MD.

Actualmente, Canacol moviliza un taladro para comenzar la perforación del pozo de desarrollo Clarinete-11, dirigido a areniscas contenedoras de gas del reservorio CDO, ubicado en el contrato VIM 5 E&P. La Corporación anticipa comenzar la perforación en la segunda semana de diciembre, con resultados esperados antes de fin de año.

Desmantelan banda “Los Pájaros”, se capturaron 5 personas, quienes aceptaron cargos de: Concierto para Delinquir, Acceso Abusivo a Sistema Informático, Falsedad en Documento Privado, Defraudación de Fluidos.

En una labor coordinada entre la Fiscalía General de la Nación, el CTI y la Policía Nacional se dio un duro golpe a las bandas que roban gas natural, dando como resultado la captura de 5 sujetos que integraban la banda denominada “Los Pájaros” y la detección de más de 12 predios en la vereda Panamá del municipio de Soacha y 15 operativos más en Cundinamarca, Boyacá y Santander.

La banda Los Pájaros operaba en los municipios de Sibaté, Soacha y Bogotá (Engativá, San Cristóbal Sur, Usme, Puente Aranda, Rafael Uribe Uribe, Tunjuelito, Usaquén, Teusaquillo, Santa Fe, Kennedy, Ciudad Bolívar, Fontibón, Bosa y Barrios Unidos), en donde cometían delitos relacionados con el fraude de gas natural.

El trabajo de investigación fue realizado por el CTI de la Fiscalía General de la Nación, gracias a ello se capturaron 5 personas, quienes aceptaron los cargos de: Concierto para Delinquir, Acceso Abusivo a Sistema Informático, Falsedad en Documento Privado y Defraudación de Fluidos, por estos delitos se les impuso medida de aseguramiento.

Asimismo, dentro de la operación realizada por la Policía Judicial y el CTI y gracias a las denuncias reportadas por la ciudadanía e informantes, se emitieron órdenes de inspección en 12 predios, por los delitos de Defraudación de fluidos y Apoderamiento de Hidrocarburos, dando como resultado la diligencia en 5 bodegas y una fábrica de papas, donde había una conexión ilegal a la red de distribución de gas natural, a través de la cual robaban el combustible.

De acuerdo con las investigaciones, los fraudes de gas natural son realizados por organizaciones criminales quienes ofrecen prácticas ilegales a industrias, comercios y residencias,  exponiendo a cerca de 500 familias a un peligro inminente ya que estas bandas manipulan e intervienen las redes e instalaciones de gas natural de forma irregular y sin cumplir con protocolos mínimos de seguridad.

Dentro del material incautado se encontraron listas con el nombre de los clientes que pagaron por alterar los medidores, realizar conexiones fraudulentas y otras prácticas ilegales. Vanti presentará las denuncias correspondientes contra dichos comerciantes, quienes también podrán acercarse para tratar de llegar a acuerdos y normalizar su situación.

Las penas máximas de prisión a las que se pueden ver sometidos los usuarios que acceden a dichas prácticas y los capturados van desde los 6 hasta los 12 años de cárcel.  También se expondrán a procesos de extinción de dominio respecto de los bienes en los que se está cometiendo el fraude, así como a los adquiridos a través de dichas prácticas ilegales.

Estos delitos se han identificado especialmente en negocios de tintorería, fábricas de vidrio, hoteles, pizzerías, fábricas de tamales, fábricas de lechona, asaderos, fábricas de látex, fábricas de detergentes, restaurantes, lavanderías, panaderías y moteles, entre otros, establecimientos que están siendo investigados y que podrían tener como consecuencia investigaciones penales para los propietarios y/o administradores.

Finalmente, Vanti hizo un llamado para que las personas que tengan información sobre este tipo de delitos denuncien ante la Fiscalía, la Policía y Vanti de manera anónima, a través de la línea 6013078121, opción 6; o a través de Tú línea Ética Vanti en el teléfono 01800-5189587, en el correo electrónico tulineaeticavanti@canalconfidencial.com, o en la página web www.tulineaeticavanti.com.

Durante la tercera edición del Foro Regulatorio Internacional realizado en Bogotá, la industria del gas natural reiteró el llamado por garantizar el abastecimiento de gas natural mediante un marco regulatorio sólido e inclusivo.

Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, explicó que se necesita establecer reglas específicas y definitivas para la comercialización del gas importado y así garantizar la atención de la demanda esencial e industrial, así como la necesidad de acelerar proyectos de exploración y producción, medidas que ayudarían a mitigar el déficit proyectado para 2025 y asegurar la seguridad energética de millones de colombianos.

“Esto implica homologar condiciones contractuales internacionales con las locales, actualizando precios con base en indexadores globales y reconociendo eventos de fuerza mayor en los contratos. Estas medidas son fundamentales para asegurar precios competitivos, proteger a los usuarios finales y fortalecer la confiabilidad del sistema energético colombiano”, expresó Murgas.

Por su parte, el director de la CREG, Antonio Jiménez, anunció en su intervención que, en la primera semana de diciembre, se emitirá una resolución definitiva para ajustar el esquema de comercialización de gas en Colombia.

El nuevo marco buscará flexibilizar los tiempos de los contratos, incluyendo opciones para el gas importado, con el objetivo de responder a las necesidades del sector y superar las limitaciones de las regulaciones vigentes.

De acuerdo con Jiménez, estas medidas reflejan las inquietudes del sector privado y los gremios, con el fin de optimizar la contratación de moléculas disponibles y garantizar un suministro confiable de gas natural local e importado.

El foro también propició discusiones sobre la incidencia de la regulación en el sector energético y su impacto en sectores clave de la economía, que en la coyuntura actual del gas natural también requerirá políticas sociales que reconozcan la importancia de este energético y su rol en la transición energética.

Por otra parte, también se analizaron los desafíos en materia de regulación para habilitar nuevas fuentes de energía, en el que Carlos Adrián Correa, director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), destacó la necesidad de implementar certificados para el gas proviene de fuentes renovables como el biogás y el biometano.

Asimismo, se subrayó la importancia de fortalecer la articulación entre los actores del sector para desarrollar una reglamentación que facilite y acelere la ejecución de proyectos asociados a estas fuentes de energía.

El Tercer Foro Regulatorio Internacional concluyó con un consenso general sobre la importancia de la regulación como motor para garantizar la seguridad energética y facilitar la transición hacia una matriz energética más diversificada, resaltando la necesidad de actuar con celeridad en la creación de marcos normativos que impulsen tanto la inversión como la competitividad.

Canacol reportó sus resultados financieros y operacionales para el tercer trimestre de 2024, con un EBITDAX récord de 86 millones de dólares.

Entre los aspectos más destacados de la petrolera canadiense, con corte al 30 de septiembre, se destacan:

El EBITDAX ajustado aumentó 38% y 20% para el trimestre y lo corrido del año, respectivamente, a 85,8 millones y 220,1 millones de dólares. Esto, frente a 62,1 millones y 183,7 millones de dólares en los mismos periodos de 2023, respectivamente.

De acuerdo con el reporte, el incremento se debe principalmente a: i) un aumento del precio de venta del gas natural y del gas natural licuado (GNL), que alcanzó un promedio de 6,69 y 6,71 dólares por millón de pies cúbicos (Mcf), neto de transporte, durante el trimestre y lo corrido del año, lo que representa un incremento del 24% y del 29% con respecto a los mismos periodos de 2023, y ii) una ganancia de 14,2 millones de dólares relacionada con un laudo de arbitraje durante los tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2024.

La Compañía estuvo en un proceso de arbitraje con Promigas, respecto a una disputa sobre el monto de los costos de transporte cobrados. Durante los tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2024, el tribunal falló a favor de Canacol y ordenó a Promigas reembolsar el monto sobre cobrado más intereses.

Por su parte, los fondos ajustados provenientes de las operaciones aumentaron 18% y 36% a 57,9 millones de dólares y 157,3 millones de dólares, respectivamente, en comparación con 49 y 115,3 millones de dólares en los mismos periodos de 2023, debido principalmente a un aumento del EBITDAX.

La ganancia operacional de gas natural y GNL de la Corporación aumentó 27% y 28%, a 5,25 dólares por Mcf y 5,17 por Mcf en los periodos de tres y nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2024, respectivamente; frente a 4,14 y 4,03 dólares por Mcf en los mismos periodos de 2023, respectivamente.

El incremento se debe a un aumento de los precios promedio de venta, netos de gastos de transporte, compensado por un aumento en los gastos de operación y regalías.

Los ingresos totales, netos de regalías y gastos de transporte para los tres y nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2024 también aumentaron 15% y 13% a 87,9 y 253,9 millones de dólares, respectivamente, en comparación con 76,6 millones y 225,1 millones para los mismos periodos de 2023, respectivamente, debido principalmente a un mayor precio promedio de venta.

Esto, pese a que los volúmenes de venta de gas natural disminuyeron 10% y 15%, situándose en 159,8 Millones de pies cúbicos diarios (MMcfpd) y 156,3 MMcfpd para los tres y nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2024, respectivamente; frente a 178,2 MMcfpd y 182,8 MMcfpd para los mismos períodos en 2023, respectivamente.

En definitiva, la Corporación obtuvo una ganancia neta de 10,3 millones de dólares para el tercer trimestre de 2024, frente a una pérdida neta de 0,5 millones en el mismo período de 2023.

Sin embargo, para los nueve meses primeros de 2024, la Corporación registró una pérdida neta de 7,3 millones de dólares, en comparación con una ganancia neta de 56,3 millones para el mismo período en 2023, debido principalmente a un gasto de impuesto diferido no monetario de 48,4 millones de dólares para los nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2024.

Perspectivas para el cierre del año

Para lo que resta de 2024, la Corporación se enfocará en los siguientes objetivos:

1. Para el mantenimiento y el crecimiento de las reservas y la producción de gas en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, la Corporación está ejecutando programas integrales de desarrollo, exploración, reacondicionamiento e infraestructura.

La Corporación tiene como objetivo la perforación de cinco pozos de desarrollo, seis pozos de exploración, la instalación de nuevas instalaciones de compresión y procesamiento, y la realización de operaciones de reacondicionamiento en pozos productores en los campos de gas clave.

Hasta la fecha, en 2024 la Corporación ha completado la perforación de dos pozos de exploración exitosos, un pozo de exploración no exitoso y cuatro pozos de desarrollo exitosos, el reacondicionamiento de 15 pozos existentes y la instalación de 10 nuevos compresores de gas.

A través de estas actividades, la Corporación ha logrado estabilizar sus ventas de gas a una tasa promedio de 160 MMpcd durante el tercer trimestre de 2024.

2. Mantener un bajo costo de capital, liquidez en efectivo y flexibilidad en el balance para invertir a largo plazo. Al 30 de septiembre de 2024, la Corporación tenía un saldo de efectivo de 67 millones de dólares.

3. Canacol obtuvo la aprobación del cuarto contrato E&P en Bolivia, Tita, que abarca la reactivación de un campo de gas existente. Los próximos pasos serán firmar los cuatro contratos y comenzar las operaciones de desarrollo con el objetivo de aumentar reservas y producción, e iniciar las ventas de gas en 2025; y

4. Continuar con el compromiso de su estrategia ambiental, social y de gobernanza.

A partir de 2025 el país comenzará a depender de las importaciones de gas, hasta tanto los proyectos offshore del Caribe entren en producción. No queda margen para el error.    

Por: MARTÍN ROSAS

En el filo de la navaja o transitando por la cornisa está el sector del gas natural en Colombia. Así lo aseguró Luz Stella Murgas, presidente de la Asociación Colombiana del Gas Natural (Naturgas).

Y es que para nadie es un secreto que las reservas de gas natural vienen cayendo desde hace unos doce años, por lo que cada día la estrechez entre la oferta y la demanda se hace más evidente.

El primero de diciembre se vencen algunos contratos en firme y, además, en el más reciente proceso de negociaciones, los grandes productores no ofertaron cantidades disponibles, incluido Ecopetrol que participa con cerca del 80 por ciento de la oferta.

En ese orden de ideas, el déficit estimado para 2025 es de 120 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), por lo que el sector tendrá que echar mano de otras opciones.

De acuerdo con el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, la empresa estatal liberará unos 40 MPCD por menor consumo dentro de las operaciones de la petrolera.

Por otro lado, en el más reciente informe del Gestor del Mercado de Gas se declaró una disponibilidad de otros 40 MPCD de gas importado, a través de la planta de regasificación en Cartagena de la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC).

Con estas cuentas alegres de la lechera, el país recibiría el nuevo año con un déficit de 40 MPCD, que podrían ser suplidos por campos menores o en pruebas extensas, aunque esta última modalidad no da firmeza.

“Además, los comercializadores y distribuidores no pueden, por regulación, contratar este gas para atender la demanda regulada, so pena de incurrir en sanciones, pues la norma les exige que ese gas sea en firme”, señala Murgas.

De tal suerte que, luego de 45 años de suministro confiable del gas nacional, a partir de 2025 el país comenzará a depender de las importaciones hasta que los proyectos del offshore del Caribe entren en producción, y no quedará margen para el error.     

“Cualquier fallo en el sistema, por un bloqueo de una comunidad, por falta de una licencia ambiental o por falta de construir infraestructura a tiempo, va implicar que el mercado se va estrechar cada vez más, razón por la cual la planeación de este sector no puede ser de un día, un mes o de un año; tiene que ser de mediano y largo plazo, y lo que estamos evidenciando al primero de diciembre es que hay un déficit de gas en firme, que está ratificado en las cifras del Gestor del Mercado y se va a mantener hasta que entre el gas costa afuera”, dice Murgas.

Tarifas al alza

Y el que pagará los platos rotos será el consumidor final. De acuerdo con cálculos realizados por Naturgas, respecto del impacto en las tarifas al usuario existen dos escenarios.

En el primer escenario, si los faltantes se llenan en un 50% con gas importado y 50% con gas nacional, los incrementos en la tarifa al usuario final pueden estar entre 20 y 25%.

En el segundo, si se llenan los faltantes en un ciento por ciento con gas importado (que, entre otras cosas, no se puede hacer por falta de capacidad de la planta de SPEC), el incremento de tarifas estaría entre 30 y 35%.

“El problema del déficit es que no estamos produciendo el gas suficiente para atender la demanda… La producción está declinando y eso es lo que genera el déficit, que va a darse hasta que entre el gas costa afuera en 2029, si todo funciona como está previsto”, sostiene Murgas.

En materia regulatoria, la dirigente gremial señaló tres medidas que se deberían tomar para afrontar la situación de escasez que se le viene al país.

La primera es permitir a los distribuidores que utilicen las cantidades ofertadas por campos en pruebas extensas, siempre que el productor se comprometa a venderlas de manera continua, asumiendo el riesgo de las interrupciones, pero que no incurran en penalidades.

La segunda es firmar el decreto por parte del Gobierno, que permita comercializar el gas importado a largo plazo y, adicional, este habilitaría la comercialización del gas costa afuera de manera anticipada.

Y la tercera es la regulación en torno a la comercialización del gas importado, que permita suscribir contratos a un año o más para tener precios competitivos, y también que se homologuen las condiciones en las que ese gas se contrata en el mercado internacional con las condiciones que se exigen en el mercado local, de tal manera que no llegue más costoso de lo normal.

Llegó el fin de año y las oraciones deben rogar porque la lechera no se tropiece y se le rompa el cántaro, para que los 36 millones de consumidores de gas no lloremos sobre la leche derramada.

ANDEG destaca los acuerdos realizados entre agentes térmicos e industriales para tener la disponibilidad del combustible para la generación de energía eléctrica y cubrir las necesidades de la demanda de Caribe 2, a fin de mitigar los riesgos de Demanda No Atendida en esa zona.

La Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG) afirmó que, en el marco del mantenimiento programado de la infraestructura de regasificación de Cartagena, las plantas de generación del grupo térmico: TEBSA, Termocandelaria y Termoflores, contribuyeron a mitigar los riesgos de desatención de la demanda eléctrica en la región Caribe.

Eso fue posible gracias a que los agentes térmicos realizaron las gestiones que permitieran contar con el gas suficiente para asegurar el suministro de este energético, logrando garantizar entre 120 y 130 millones de pies cúbicos día, con lo que se respaldó la operación de las plantas durante la coyuntura del mantenimiento de SPEC, donde se aportó una capacidad de generación superior a 650 MW entre el jueves 31 de octubre y el domingo 3 de noviembre.

“Desde ANDEG resaltamos el compromiso de la cadena del sector de gas natural que, a partir de la coordinación con los agentes del sector eléctrico, como el CNO eléctrico y el CNO Gas, hizo posible contar con las disponibilidades de gas mediante el esquema de contratos, garantizando la provisión del combustible que las térmicas requirieron durante el periodo de mantenimiento de la regasificadora para asegurar la atención de la demanda eléctrica en la región Caribe ”, señaló Alejandro Castañeda, presidente de ANDEG.

Así mismo, recalcó que el trabajo articulado y oportuno entre el sector empresarial y los agentes del mercado fue clave para anticiparse y lograr la cobertura de gas; y reconoció como “positiva y necesaria la gestión de las medidas tomadas por parte del Ministerio de Minas y Energía, como una medida preventiva para asegurar los ajustes regulatorios y, de esta forma, garantizar la sostenibilidad de los agentes del mercado”.

Finalmente, la Asociación reitera la importancia de la generación térmica para la seguridad energética del país y como respaldo para la transición energética, donde las plantas térmicas son un activo que contribuye a la diversificación y resiliencia de la matriz de generación eléctrica.

Por otro lado, el Ministerio de Minas y Energía señaló que «el reciente informe de la Bolsa Mercantil de Colombia confirma un aumento significativo en la cantidad de gas natural disponible para el uso en el país durante 2025… Y que, además, se está trabajando en la viabilización de la venta de gas importado, lo que diversificará aún más las opciones de abastecimiento y contribuirá a la estabilidad del mercado energético.»

Finalmente, recordemos que en lo corrido de 2024, la terminal de regasificación alcanzó niveles históricos de operación para responder al aumento de la demanda de la generación térmica a gas, como medida para enfrentar la reducción de los embalses debido al fenómeno de El Niño.

“Durante los períodos de sequía más críticos de 2024, con ocasión al fenómeno de El Niño y a la reciente baja hidrología que estamos experimentando, el GNL regasificado en SPEC LNG ha permitido respaldar más del 70% de la generación térmica a gas del país y ha representado más del 30% de la demanda nacional de gas. Los trabajos preventivos realizados mantienen la infraestructura en óptimas condiciones para seguir brindando el respaldo que requiere el sistema energético del país”, afirmó el gerente General de SPEC LNG, José María Castro.

La Bolsa Mercantil de Colombia publicó un nuevo informe de disponibilidad de gas para 2025, que incluye la última declaración de producción de gas natural (DPGN) hecha por los productores y las declaraciones oficiales de potencial disponible para la venta en firme (PTDVF), PTDV en pruebas y cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF).

Según información reportada por los agentes del mercado al 22 de octubre, la cantidad total disponible de gas natural para la venta en firme y/o continua sin interrupciones, aumentó en 68 GBTUD para 2025, de los cuales 40 GBTUD son cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF).

De acuerdo con la Bolsa Mercantil de Colombia, en su condición de gestor del mercado de gas natural, “analizando la situación de la contratación disponible en un escenario de condiciones hidrológicas normales se encuentra que, para la demanda esencial e industrial, el faltante de gas para contratar con firmeza en el mercado primario bajó de 120 GBTUD a 50 GBTUD, que corresponde al 5% de la demanda. De estos faltantes, 5 GBTUD corresponden a la demanda esencial y 45 GBTUD a la industrial.”

Para el Gestor, esos faltantes por contratar podrían cubrirse con las cantidades de contratación excedentaria con firmeza que se ofrezcan en el mercado secundario y que ascienden a 68 GBTUD.

De tal suerte que para el 2025 se cubriría el déficit anunciado de 120 GBTUD y no habría restricciones para ningún mercado. No obstante, la entidad señaló que “en la medida en que el análisis tiene en cuenta las cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF), es fundamental que se adopten las medidas de política pública y se ajuste la regulación que viabilicen la comercialización del gas natural importado a mediano y largo plazo.”

Por otra parte, haciendo el mismo análisis en un escenario de condiciones hidrológicas críticas se encuentra que, para la demanda esencial e industrial, el faltante de gas por contratar con firmeza en el mercado primario sería de 64 GBTUD, que corresponden al 7% de la demanda. De estos faltantes, 11 GBTUD corresponden a la demanda esencial y 53 GBTUD a la industrial.

Estos faltantes por contratar podrían cubrirse parcialmente con las cantidades de contratación excedentaria con firmeza que se dispongan en el mercado secundario que, según lo registrado en el Gestor del mercado, ascienden a 28 GBTUD, lo que indica un posible faltante de contratación con firmeza de 36 GBTUD.

Faltante para el 2026

Los análisis del Gestor del Mercado de Gas, con base en la información disponible a 30 de octubre de 2024, revelan que para 2026, en condiciones hidrológicas normales, las necesidades de importación de gas para satisfacer la demanda son significativas, pues los faltantes de contratación con firmeza ascienden a 171 GBTUD.

Estas cantidades podrían cubrirse parcialmente con la contratación excedentaria con firmeza que se ofrezcan en el mercado secundario, en la medida en que se identifican 50 GBTUD en los registros de contratación del Gestor para ese año.

“Esto ratifica la necesidad de adecuar la política pública y la regulación que viabilicen la comercialización del gas natural importado, y hace imperativo fortalecer el sistema nacional de transporte (SNT) para aumentar la capacidad de movilizar el gas desde las fuentes de importación y desde todas las fuentes de producción actuales y futuras hacia las diferentes regiones del país”, concluye el Gestor.

La estatal petrolera anunció que pondrá en el mercado cerca de 46 MBTUD para mitigar el déficit de gas natural que se avecina en Colombia.

En medio de anuncios encontrados por parte del Gobierno acerca del racionamiento programado de cinco días por la entrada en mantenimiento de la planta de SPEC en Cartagena, ahora Ecopetrol dice que no es necesario importar gas natural.

Hace unas semanas Ecopetrol anunció que a partir de noviembre comenzaría a importar gas natural para atender el déficit de la molécula que se viene por cuenta de la terminación de contratos en firme a partir del primero de diciembre y la nula presentación de ofertas en la pasada ronda de negociación, con lo que se estima un déficit de 120 millones de BTU diarios (MBTUD), cerca del 12% del consumo nacional.

Ahora, el presidente de la estatal petrolera, Ricardo Roa, dice que no es necesario importar, pues Ecopetrol va a reducir su consumo, el cual pasará de los 256 MBTUD actuales a entre 210 y 216 MBTUD, con lo cual liberaría al mercado unos 46 MBTUD.

Roa también señaló que a finales de 2024 la empresa NG Energy entrará con la producción del campo Sinú-9, con cerca de 30 MBTUD.   

Efectivamente, la petrolera canadiense anunció en octubre que había completado la puesta en servicio tanto de la fase de producción inicial de la primera Instalación de Procesamiento Central (CPF-1) como del ducto de 28,3 kilómetros en Sinu-9.

Adicionalmente, el Ministerio de Minas y Energía aprobó la resolución para la producción total disponible para la venta (PTDV) de 29,3 millones de pies cúbicos (MMcf/d), de los cuales 19,5 MMcf/d corresponden al pozo Brujo-1X y 9,8 MMcf/d al pozo Mágico-1X.

“La Compañía espera que la producción y las ventas de 10 MMcf/d del pozo Brujo-1X comiencen de manera inminente, ya que Promigas se encuentra en las etapas finales de calibración del punto de conexión de Jobo. Una vez completado, la Compañía anticipa que la producción aumentará en el pozo Brujo-1X hasta fin de año. Además, se ha tendido toda la tubería necesaria para conectar Mágico-1X con el CPF-1, con planes de poner en producción este pozo”, señaló NG Energy en un comunicado.

Finalmente, Don Sewell, presidente y director de NGE, comentó: “Colombia necesita desesperadamente más producción de gas natural y seguimos presionando para acelerar nuestro plan de desarrollo en Sinu-9, para abordar este problema de seguridad energética nacional.”   

Volviendo al tema del racionamiento programado, Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), dijo que las térmicas hicieron la tarea y lograron contratar en el mercado 130 MPCD para atender la generación de Termoflores y Termobarranquilla, mientras se realiza el mantenimiento de la planta de regasificación, que suple con gas importado a las plantas de la costa.

En ese sentido, estas plantas estarían en capacidad de generar entre 450 y 700 MW de energía durante el tiempo del mantenimiento programado de SPEC, planta que aumentó su capacidad de regasificación en 50 MPCD, gas que estaría disponible para usos diferentes al térmico y así contribuir a minimizar el déficit que se avecina a partir del próximo año.

La Junta Directiva de la Transportadora de Gas Internacional (TGI), filial del Grupo Energía Bogotá, seleccionó a Jorge Andrés Henao Zambrano como gerente General de la compañía a partir del 30 de octubre de 2024.

Henao es ingeniero de petróleos con especialización en Finanzas y Gerencia Avanzada de Gestión de Proyectos. Se ha desempeñado en múltiples roles directivos consolidando su carrera ejecutiva con 28 años de experiencia en operaciones onshore y offshore, gestión de proyectos de gas natural y petróleo, desarrollo de negocios y emprendimiento en el sector energético.

Ha dirigido operaciones tanto en Colombia como a nivel internacional, entre ellos, CEO del Olympic Group en Perú, donde lideró la producción, exploración y masificación de gas natural y petróleo.

Anteriormente, fue gerente general de Saint-Aubin International, director de operaciones en Perenco, y ha ocupado cargos clave en Colombia, Perú, Venezuela, Guatemala y Egipto.

Su enfoque en el liderazgo ha maximizado la productividad y la rentabilidad en los equipos que ha gestionado, además de fomentar un desarrollo empresarial sostenible y basado en estrategias de largo plazo.

TGI, filial del Grupo Energía Bogotá, es la mayor transportadora de gas en Colombia con más de 4.000 kilómetros de gasoductos y más del 54% del volumen de gas transportado, atendiendo las zonas más pobladas de Colombia tales como Bogotá, Medellín, Cali, Bucaramanga, el Eje Cafetero y el Piedemonte Llanero. Su infraestructura conecta desde La Guajira hasta el Valle, pasando por más de 1.200 municipios.

Las decisiones dejarán de tomarse desde los territorios para tomarse en los escritorios por parte de la burocracia enquistada en la paquidérmica estructura del andamiaje centralista.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Al anunciar su demanda contra el Decreto 934 de 2013, expedido por el ex ministro de Minas y Energía Federico Rengifo, el alcalde de la Capital por aquellas calendas Gustavo Petro manifestó que “según el Distrito la norma en cuestión es regresiva, desborda el régimen constitucional, legal y jurisprudencial existente en el país en materia de autonomía territorial, protección ambiental y de planificación y ordenamiento territorial, por lo que se procederá a su demanda ante el Consejo de Estado, con la correspondiente solicitud de suspensión provisional”, como en efecto lo hizo.

Y en su decisión de segunda instancia la Sección Tercera del Consejo de Estado anulando esta norma trajo a colación la Sentencia de la Corte Constitucional C – 123 de 2014, “la cual definió que la toma de decisiones sobre el desarrollo de proyectos mineros debe responder a la participación de la Nación y los municipios mediante acuerdos sobre la protección de cuencas hídricas, la salubridad de la población y el desarrollo económico, social y cultural de sus comunidades”.

Es decir, que la Nación no podía desconocer la autonomía territorial consagrada en el artículo 287 de la Constitución Política, avasallando con sus determinaciones a las entidades territoriales. Y fue más lejos el Consejo de Estado al dejar establecido que la Nación “deberá acordar con las entidades territoriales todo lo atinente al Plan de Manejo Ambiental (PMA), bajo los principios de concurrencia, complementariedad y subsidiariedad, previstos en el artículo 288 de la Carta”.

Y la Corte Constitucional dirimió el conflicto de competencias planteado a partir de la interpretación del artículo 37 de la Ley 685 de 2001 del Código de Minas, que había dado lugar a un enfrentamiento entre los municipios, que se habían arrogado la facultad de impedir la actividad minera en sus territorios, ya fuera a través de consultas populares, la primera de ellas en el Municipio de Piedras, celebrada el 28 de julio de 2013, secundada por otra aupada por el entonces alcalde de Ibagué y hoy Ministro de Salud  Guillermo Alfonso Jaramillo, mientras el Ministerio de Minas y Energía mediante el Decreto objeto de la demanda lo prohibió.

Después de varios bandazos por parte de la Corte Constitucional en los que falló ora dándoles la razón a las entidades territoriales ora dándole un espaldarazo a la Nación, finalmente emitió una providencia unificadora en el sentido que “al igual que no puede concluirse que el Constituyente estableció un principio de autonomía territorial sin límite alguno, tampoco es válido afirmar que el principio de Estado unitario avala cualquierregulación legal que, en pos de distribuir competencias, establezca límites a contenidos esenciales del principio de autonomía territorial”, reivindicando de esta manera los principios de la descentralización y la autonomía territorial, tan venidos a menos en los tiempos que corren como producto de la avalancha recentralizadora que siguió a la expedición de la Constitución de 1991.  

Traigo a colación estos antecedentes a propósito de la expedición el 30 de enero del Decreto 044 de 2024 por parte de la ministra de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS) Susana Muhamad. Según ella, para “evitar que se otorguen nuevos títulos y licencias en aquellos ecosistemas sensibles donde nunca ha debido haber minería”.

Además de contrariar lo dispuesto en el artículo 34 del Código de Minas, que es Ley de la República, de rango superior a dicho Decreto, al darle un gran poder de discrecionalidad para determinar las “reservas temporales” al MADS se lleva de calle el principio de la autonomía territorial, así como la jurisprudencia de la Corte Constitucional y el Consejo de Estado que obliga a la concertación entre la Nación y las entidades territoriales.

La preocupación es mayor en la medida que se podría llegar al extremo, según lo establece la norma cuestionada, que las áreas delimitadas como tales pueden “culminar con la restricción o exclusión definitiva de la minería”. Olvida la ministra que su despacho es del medioambiente y el desarrollo sostenible, conceptos estos inseparables y compatibles.

En su lugar, el Gobierno debería apoyar y avalar el trámite en el Congreso de la República del proyecto de ley de coordinación y concurrencia entre las autoridades nacionales y territoriales, y de participación ciudadana para la exploración y explotación de recursos naturales no renovables, tal como se lo han solicitado reiteradamente las altas cortes. Este es el camino para superar conflictos como el paro minero en contra de este esperpento jurídico: la concertación entre la Nación y los territorios.

Es irónico que esto ocurra en un gobierno presidido por el presidente Petro, quien siendo alcalde Mayor del Distrito de Bogotá le plantó cara al Gobierno Nacional en defensa de la autonomía territorial que ahora se transgrede con este Decreto, que va en la misma dirección de la decisión de la Agencia Nacional de Minería, retomando las facultades y competencias delegadas al Departamento de Antioquia.

Es la recentralización en marcha, en menoscabo de la autonomía territorial, la misma que Petro y el ministro Jaramillo defendieron a capa y espada como alcaldes.

Las decisiones dejarán de tomarse desde los territorios para tomarse en los escritorios por parte de la burocracia enquistada en la paquidérmica estructura del andamiaje centralista, ninguneando a las autoridades territoriales. Esta es la ironía como arte de gobierno.

*Ex ministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE.