ANIF: Esperanzas y desafíos de Sirius

Reproducimos el análisis elaborado por el Equipo de Investigaciones de ANIF y publicado el pasado 10 de octubre en su Comentario Económico.

El gas natural ha sido un pilar fundamental en el desarrollo energético de Colombia. Durante décadas ha jugado un papel clave en la matriz energética, siendo una fuente de energía limpia y económica que alimenta tanto el consumo industrial como residencial.

En 2023, el gas natural representaba cerca del 23% de la energía primaria del país, contribuyendo significativamente a la reducción de las emisiones de CO₂, en comparación con otros combustibles fósiles más contaminantes, como el carbón y el petróleo.

El gas natural ha sido un componente crucial para la competitividad de la industria, ya que muchas empresas en sectores como el petroquímico, la manufactura y el transporte dependen de este recurso por su eficiencia y menor impacto ambiental. Sin embargo, a medida que crece la demanda energética, garantizar su suministro se vuelve cada vez más esencial.

A pesar de su importancia, Colombia ha experimentado desafíos relacionados con la producción y las reservas de gas. A 2023, las reservas probadas de gas natural en el país se calcularon para abastecer el mercado durante 6,1 años si no se encuentran nuevos yacimientos. Este panorama es preocupante, ya que la demanda interna sigue creciendo.

A nivel de producción, los campos más importantes, como Chuchupa y Ballena en La Guajira, han comenzado a mostrar señales de agotamiento, lo que ha puesto presión en la búsqueda de nuevas fuentes.

El déficit proyectado, que podría llegar al 30% en 2026, ha disparado la necesidad de importar gas, lo cual implica un aumento en los costos energéticos. Esto también ha contribuido a la volatilidad en los precios del gas en el mercado interno, afectando a consumidores industriales y residenciales. A nivel nacional, esto se traduce en un riesgo para la estabilidad energética y una mayor dependencia de las importaciones, con sus consecuencias económicas y logísticas.

En este contexto, el descubrimiento de gas con el pozo Sirius, antes conocido como Uchuva-2, representa una bocanada de aire fresco para la industria energética de Colombia. Este yacimiento, descubierto por el consorcio de Ecopetrol y Petrobras en el Bloque Tayrona, es uno de los más grandes hallados en décadas y tiene el potencial de triplicar las reservas actuales de gas del país.

El yacimiento tiene el potencial de incrementar las reservas hasta alcanzar 22 años (suponiendo los mismos factores de los demás yacimientos y una producción constante), por lo cual este hallazgo podría ayudar a mitigar el riesgo de una crisis energética en el mediano plazo.

Este yacimiento está ubicado a 31 kilómetros de la costa caribeña y a 804 metros de profundidad, lo que también marca un hito en el desarrollo de la industria offshore en Colombia. Se espera que el proyecto comience a producir hacia 2029.

El descubrimiento también abre la puerta para una mayor inversión en la industria de hidrocarburos, especialmente en proyectos offshore que hasta ahora han estado en etapas tempranas en Colombia. Este desarrollo puede atraer inversiones extranjeras y generar empleos directos e indirectos, contribuyendo al crecimiento económico de las regiones cercanas al proyecto, como Magdalena.

No obstante, el camino hacia la producción efectiva de este yacimiento enfrenta varios desafíos. Uno de ellos es la necesidad de obtener licencias ambientales y sociales, especialmente en áreas cercanas a comunidades indígenas como las de Taganga, que han expresado preocupaciones sobre el impacto ambiental de la explotación de gas. Adicionalmente, la infraestructura para transportar el gas desde el Caribe hasta el interior del país es limitada, lo que requerirá inversiones significativas en tuberías y plantas de procesamiento.

El hallazgo de Siruis marca un antes y un después en la industria energética colombiana, pero su entrada en operación podría tardar al menos 4 años más. Hasta entonces, la suficiencia de gas tiene enormes presiones de abastecimiento, por lo que la importación del combustible y su posterior impacto en precios al consumidor son inminentes.

Y el gas brotó en Cartagena

Se comienza a despejar el horizonte de abastecimiento de gas natural para Colombia. Importantes anuncios durante la VII Cumbre del Petróleo, Gas y Energía.

Por: MARTÍN ROSAS

En el sector de hidrocarburos hay un viejo chiste según el cual, ante las dificultades de obtener contratos en firme de gas natural, las moléculas siempre aparecían durante el Congreso de Naturgas, pero esto no ha sucedido en las últimas ediciones del certamen.

Por el contrario, durante la VII Cumbre de Petróleo y Gas, que se realizó entre el primero y el 3 de octubre pasados en Cartagena, el gas brotó por múltiples fuentes.

La gran noticia la dio Rogeiro Soares, gerente General de Activos Exploratorios de Petrobras, empresa socia de Ecopetrol y operadora en el campo Tayrona en el offshore del Caribe colombiano, al confirmar reservas de gas por 6,1 terapiés cúbicos (TPC), esto es casi tres veces las reservas actuales de 2,3 TPC con que cuenta el país, lo que implicaría pasar de los seis años actuales de autosuficiencia a cerca de 20 años.

Se estima que este gas podría estar en tierra entre 2029 y 2030, pero debe sortear primero algunos escollos. El primero es solucionar el lío judicial interpuesto por una tutela macondiana que ordena no solo parar las operaciones de exploración sino cambiarles el nombre a los pozos, pues no se le pidió autorización de uso del lenguaje a una comunidad indígena del Magdalena. Por eso ahora no se llama Uchuva-2 sino Sirius.

El segundo es la construcción de un gasoducto submarino de 117 kilómetros que conecte el campo con el Sistema Nacional de Transporte (SNT), para lo cual debe superar consultas previas con 116 comunidades certificadas por el Ministerio de Interior. Y, finalmente, la perforación de cuatro pozos de producción.

Acuerdo Promigas-Cenit

Otra gran noticia para solucionar los déficits de gas que se vienen a partir del 2025 la dio Ecopetrol, al anunciar que, a través de su filial de transporte de hidrocarburos Cenit, acordó con Promigas evaluar conjuntamente una nueva conexión entre las fuentes de gas de la Costa y el Interior del país, aprovechando infraestructura de transporte de crudo existente.

La iniciativa busca reconvertir el Oleoducto Central en gasoducto, para conectar las fuentes de gas de la costa Caribe con la estación de Vasconia, en el Magdalena Medio, lo que cerraría un anillo con dos fuentes de gas para el interior del país.

El proyecto se realizaría por etapas y contempla la construcción de un gasoducto de 15 kilómetros entre la estación Jobo, en Córdoba, y el kilómetro 90 del Oleoducto Central, y de este punto hasta Vasconia hacer la reconversión del tubo en un tramo de 393 kilómetros.

El volumen de gas que se tiene estimado movilizar es de entre 150 y 180 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) iniciales y hasta un máximo de 445 MPCD, con inversiones que van desde los 180 millones de dólares hasta los mil millones si se realizan todas las etapas.

Esta infraestructura transportaría inicialmente el gas de los campos ubicados en las cuencas del Valle Inferior del Magdalena y Sinú-San Jacinto, luego el gas que eventualmente se importe por la costa y, finalmente, en una posterior etapa, el gas de los desarrollos del offshore en el Caribe sur.

Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas, dijo que la primera fase del proyecto se puede agilizar para que entre en funcionamiento en el segundo semestre de 2026 pues, en primer lugar, no requiere el trámite de derecho de vía que ya tiene el oleoducto, y solo se debe trabajar de la mano con las autoridades para las licencias ambientales y las consultas con las comunidades.

Rojas agregó que Promigas actuaría como operador de la infraestructura y como comercializador de la molécula y señaló que el departamento más beneficiado sería Antioquia, pues se recorta el recorrido del gas, que hoy debe ir del sur de la costa hasta La Guajira y luego hasta el Magdalena Medio, lo que hará que se reduzca la tarifa para los usuarios.

Abastecimiento de corto plazo

A partir de 2025 Colombia tendrá déficits de gas. Por eso, el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), Frank Pearl, anunció que se está trabajando junto con la Agencia Nacional de Hidrocarburos para destrabar contingencias en 18 campos que, en el corto plazo, unos 18 meses, podrían liberar unos 200 MPCD al mercado.   

Finalmente, el presidente de Ecopetrol Ricardo Roa Barragán dijo que, ante el faltante inmediato de gas, el país debe recurrir a las importaciones y por eso la empresa está evaluando nueve proyectos, tres en el Pacífico y seis en el Caribe.

De esos proyectos, que se definirán en noviembre, Roa dijo que los más viables son uno en Buenaventura para montar una facilidad de regasificación con capacidad entre 50 y 60 MPCD, y el otro es traer un buque regasificador para anclarlo a la plataforma de Chuchupa, que atenderían la demanda de aquí al 2029, mientras entran en producción los campos del offshre.

Con estos proyectos para el corto y el mediano plazo, el país comienza a despejar el horizonte de suministro de gas natural. Un gas que, inicialmente, brotó en Cartagena.

Ya estamos en crisis energética: Promigas

Tanto en gas como en electricidad, el interior del país ya está sufriendo escasez de estos energéticos. El riesgo es que estas restricciones que parecen coyunturales se conviertan en estructurales.

“Nos hemos acostumbrado a pensar que hay crisis energética cuando hay racionamientos. Eso es equivocado, el racionamiento es consecuencia de la crisis. Nosotros ya estamos en crisis, el déficit ya está, estamos operando al límite”, dijo Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas, empresa que está celebrando 50 años de operaciones.

Y es que ante la demora en la llegada de la temporada de lluvias, el país siguió generando electricidad con las termoeléctricas, manteniendo a tope las importaciones de gas natural a través de la planta de regasificación de SPEC, y que también obligó a Ecopetrol a hacer efectivos los contratos interrumpibles, limitando la entrega de gas a las distribuidoras con el fin de entregarlo a las térmicas.

Según Rojas, el país ya no está en una crisis coyuntural sino estructural. Para 2025 se estima que el déficit de gas natural sea del 7,5% de la demanda, equivalente a 77 giga BTU diarias (GBTUD), y para 2026 el déficit será del 16%, 190 GBTUD.

En el tema de electricidad la situación es similar. Cada año deberían entrar 500 Mw nuevos de capacidad, pero Hidroituango está retrasado, los proyectos eólicos y solares de La Guajira no han entrado como se esperaba y los proyectos de transmisión están trancados por consultas y permisos.

Ante la falta de una nueva planta de regasificación, la negativa del Gobierno a firmar nuevos contratos de exploración, la cancelación de los proyectos piloto de fracking y los retrasos en la exploración en el offshore del Caribe colombiano, la única posibilidad de abastecimiento de gas que le queda al país es la importación. “La soberanía energética está comprometida y eso es una crisis”, enfatizó Rojas.

De acuerdo con los análisis de Promigas, los mayores costos de importación de la molécula, incrementarían las facturas para los estratos 1 y 2 en 26% para el interior del país y en 23% para el resto del país. Recordemos el servicio de gas natural cubre a 36 millones de personas, la mayoría de estratos 1, 2 y 3.

Por eso SPEC aumentó este año la capacidad de regasificación de 400 a 450 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), y Rojas anunció que en octubre la empresa lanzará un open season para aumentar la capacidad en 2025 a 475 MPCD y en el 2026 a 533 MPCD.

No obstante, para llegar a esa capacidad se requiere aumentar el gasoducto que conecta la planta con el sistema nacional de transporte, para pasarlo de 18 a 24 pulgadas, con una inversión estimada entre 60 y 70 millones de dólares.

Por el momento, Promigas ya realizó este año la obra de bidireccionalidad del tramo Barranquilla-Ballena, que le aporta al interior del país 66 MPCD y para 2027 la idea es ampliarla a 170 MPCD.

Finalmente, Rojas dijo que: “Nos acostumbramos a operar sin holgura, sin margen, al límite. Necesitamos explorar nuestros recursos, necesitamos que proyectos estratégicos para el país como Uchuva, se desarrollen y que entren a tiempo, porque es la forma de recuperar no solo nuestra soberanía energética sino también desarrollar una cantidad de actividades que dependen del gas natural.”

Canacol anuncia aumento de la campaña exploratoria de 2024

Canacol ajustó su programa de inversiones para aumentar el número de pozos exploratorios y de desarrollo en 2024.

Canacol anunció que revisó su programa de capital en 2024 para perforar un total de 11 pozos, cinco pozos de exploración y seis de desarrollo/evaluación.

En tal sentido, el capital estimado inicialmente de 138 millones de dólares pasa a 151 millones de dólares. “Las iniciativas de eficiencia en el programa de perforación han contribuido significativamente a planificar un aumento en la actividad de perforación”, señaló la Corporación.

Por otro lado, Canacol anticipa que el EBITDA de 2024 estará entre el punto medio y la parte superior del rango guía previamente anunciado de 250 millones a 290 millones de dólares, con volúmenes de ventas de gas natural y petróleo que se espera promedien los 167 millones de pies cúbicos equivalentes por día.

El programa de capital revisado para 2024 ha sido diseñado para alcanzar los objetivos corporativos de producción y adición de reservas.

Hasta la fecha, Canacol ha perforado seis pozos, que incluyen cinco pozos exitosos que actualmente están en producción (Clarinete-10, Pomelo-1 y Chontaduro-1, 2 y 3) y el pozo no exitoso Cardamomo-1.

Programa de perforación en adelante

Para lo que resta de 2024, la Corporación planea perforar tres pozos de evaluación en campos de gas en producción y dos pozos de exploración.

El pozo de evaluación Níspero-2 le apuntará a areniscas contenedoras de gas de la formación CDO dentro del campo de gas Níspero, el cual la Corporación descubrió en 2016. La Corporación anticipa iniciar la perforación a inicio de octubre de 2024, con el pozo entrando en producción a finales de octubre de 2024.

El pozo de exploración Natilla-2 tiene como objetivo un gran prospecto de gas natural dentro del contrato de E&P SSJN-7. El objetivo principal del pozo son las areniscas de la formación CDO, con objetivo secundario en las areniscas de la formación Porquero. La Corporación iniciará la perforación del pozo a inicios de octubre de 2024 y estima que el pozo tome aproximadamente dos meses para ser perforado.

El pozo de evaluación Siku-2 le apuntará a areniscas con gas dentro del CDO en los campos de gas Siku y Oboe, los cuales la Corporación descubrió en 2016. La Corporación anticipa iniciar la perforación del pozo a inicios de noviembre de 2024, con el pozo entrando en producción a finales de ese mes.

El pozo de exploración Kite-1 tiene como objetivo areniscas del CDO en un prospecto ubicado entre el campo de gas Pálmer, descubierto en 2014, y los campos de gas Pomelo y Chontaduro, descubiertos a principios de 2024. La perforación iniciará a principios de octubre de 2024, con resultados a finales de octubre de 2024. Si es exitoso, el pozo Kite-1 se conectará inmediatamente a producción.

Por último, el pozo de evaluación Lulo-3 tiene como objetivo areniscas con gas de la formación CDO dentro del campo de gas Lulo, descubierto a principios de 2023. La perforación iniciará a principios de diciembre de 2024, con el pozo entrando en producción a finales de diciembre de 2024.

Tutela macondiana paró proyecto que le daría autosuficiencia de gas a Colombia

Un fallo de un juez de Santa Marta paró veinte años de actividades en el campo que le puede solucionar a Colombia el problema de escasez de gas natural.

El bloqueo a proyectos energéticos está tomando ribetes macondianos. Un fallo de tutela de un juez de Santa Marta paralizó el proyecto que puede rescatar a Colombia de la escasez de gas natural que se avecina para los próximos años.

El gobernador de la comunidad indígena de Taganga, constituida hace unos cuatro años, interpuso una tutela por no haber sido consultada por el proyecto de exploración Uchuva-2, en el bloque Tayrona, ubicado a 31 kilómetros de la costa, donde Ecopetrol tiene el 55,6% de participación y Petrobras, como operador, el 44,4%.     

La decisión judicial va más allá, hasta alcanzar los límites del absurdo, y también ordena a las compañías abstenerse de utilizar los nombres de Uchuva y Tayrona, porque son “símbolos culturales de la comunidad Taganga”, para lo cual requieren la debida autorización de dicha comunidad.

Esta suspensión se suma a la que hizo el Ministerio de Ambiente a la actividad exploratoria del pozo Komodo-1, también en aguas del Caribe colombiano, poniendo en riesgo jurídico la única cuenca que tiene las reservas probadas y los contratos de exploración y producción con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Recordemos que Colombia prohibió el fracking en todo el territorio y el gobierno de Gustavo Petro suspendió la firma de nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos.

En tal sentido, la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) y la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) manifestaron su preocupación por el fallo de tutela que ordena la suspensión de la actividad de exploración de gas natural en el pozo Uchuva

De acuerdo con los gremios, “esta decisión compromete el abastecimiento de gas natural que beneficia hoy a 36 millones de colombianos, aun cuando las entidades competentes demostraron que no se vulneró el derecho fundamental a la consulta previa a la comunidad indígena de Taganga.”

Efectivamente, a lo largo de veinte años que lleva el proceso para explorar el bloque Tayrona, tanto el Ministerio del Interior como la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) han certificado desde 2006 que no hay comunidades en el área de influencia del proyecto y por lo tanto no había lugar a consultas.

El fallo judicial pone en vilo la autosuficiencia de gas natural en el país, pues se estima que el campo tiene reservas de entre 3 a 5 terapies cúbicos de gas, que equivale a más de dos veces las actuales reservas probadas, que alcanzan para unos seis años.

Cabe señalar que la certificación de no presencia de comunidades étnicas en el área de influencia del proyecto ha sido reiterada por el Mininterior en varios actos administrativos. Y en los 18 años que la empresa lleva ejecutando el proyecto, nunca se había manifestado ningún requerimiento o reporte de impactos por parte alguna la comunidad.

Tampoco se encuentra demostrada afectación directa relacionada con la actividad de pesca artesanal, teniendo en cuenta que el Instituto de Investigaciones Marinas y Costeras (INVEMAR), entidad adscrita al Ministerio de Ambiente, confirmó la no existencia de actividad de pesca artesanal en el área de influencia del proyecto. Conclusión confirmada también por la ANLA.

Para la presidente de Naturgas, Luz Stella Murgas, «hoy Colombia necesita con urgencia anticipar el desarrollo de los proyectos que tenemos costa afuera, que tienen el potencial de brindarle a Colombia seguridad energética por varias décadas, como en su momento lo hicieron los campos de Cusiana, Cupiagua, Ballena y Chuchupa».

Por su parte, Frank Pearl, presidente de la ACP, señaló que «este proyecto es estratégico para el futuro energético de los colombianos. Al materializar su potencial tendremos la oportunidad de revertir la disminución crítica de las reservas de gas natural e incluso multiplicarlas. Con las reservas actuales el país empezará a tener déficit de oferta a partir de 2025; con los recursos contingentes y prospectivos (incluidos los de Uchuva) podremos seguir garantizando el autoabastecimiento de gas a largo plazo, pero para ello requieren exploración y desarrollo».

Pearl hizo énfasis en que «la crítica situación de suministro de gas no será subsanable con oferta nacional sin el desarrollo de los proyectos costa afuera”, y que, “las decisiones que retrasan o suspenden el desarrollo de proyectos como este ponen en riesgo el abastecimiento energético de los colombianos y generan incertidumbre para los inversionistas, lo cual también tiene implicaciones fiscales para el país y las regiones».

Finalmente, la ACP y Naturgas reiteran que es crucial que el país mantenga un entorno de estabilidad jurídica que favorezca el desarrollo de proyectos esenciales para su futuro energético, sin comprometer los derechos de las comunidades; y hacen un llamado al trabajo articulado y al diálogo constructivo con todos los actores nacionales y regionales para asegurar que los colombianos sigan contando con un abastecimiento confiable y sostenible de gas natural.

Geólogos se pronuncian

Sobre la decisión de suspender las operaciones de exploración en el proyecto Uchuva-2, la Asociación Colombiana de Geólogos también se pronunció y señaló que:

“Es urgente que el Ministerio del Interior realice una revisión exhaustiva de los procesos que lleva a cabo antes de iniciar la consulta previa y durante el mismo, garantizando no solo la transparencia, sino también una mayor rigurosidad en la inclusión de las comunidades.

“El Gobierno debe agilizar las medidas para incentivar los procesos exploratorios en el país, como lo ha anunciado no se firmarán nuevos contratos, pero es urgente que se asegure la viabilidad de los contratos vigentes.”

Industria del gas natural ha invertido USD 22,7 millones en proyectos sociales

La Asociación Colombiana de Gas Natural (NATURGAS) hizo un balance sobre las inversiones y aportes realizados por la industria en el país, el cual revela que, durante 2023, el sector destinó USD 22,7 millones a proyectos de inversión social, contribuyendo a mejorar la calidad de vida de más de 2 millones de colombianos en 170 municipios.

Las inversiones del sector gas se enfocaron principalmente en proyectos de vivienda, que incluyen mejoramiento y adecuación, titulación predial; así como proyectos de servicios públicos, que abarcan energía, agua, saneamiento y nuevas conexiones de gas natural, con el objetivo de reducir el consumo de combustibles contaminantes en la cocción de alimentos.

Además, proyectos de educación, desarrollo productivo, comunitario, eficiencia energética, formación para el empleo y fortalecimiento institucional, entre otros. Los departamentos que recibieron la mayor parte de esta inversión social fueron Meta, Casanare, Atlántico, Córdoba y Sucre.

«En la industria del gas natural creemos firmemente que el desarrollo económico debe estar alineado con el progreso social. Por ello, tenemos una apuesta irrenunciable por reducir la pobreza y sustituir el uso de leña para la cocción en 1,5 millones de familias. Podemos llevar gas natural domiciliario como antídoto contra la pobreza y la depredación ambiental que destruye nuestra biodiversidad«, asegura Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas.

Con una participación que representa el 1% del PIB nacional, la industria del gas natural no solo contribuye significativamente a la economía colombiana a través de impuestos y regalías, aportando 2,91 billones de pesos en 2023. También proporciona seguridad y confiabilidad a 36 millones de colombianos que utilizan gas natural para cocinar en sus hogares. De estos, el 84% son familias de estratos 1, 2 y 3, para quienes el servicio representa menos del 1% del costo total de la canasta de consumo e históricamente, ha sido el servicio más económico que pagan los colombianos, de acuerdo con datos del Departamento Nacional de Planeación (DNP).

En 2023, la industria logró avances significativos con 337.000 nuevas conexiones de gas natural. Además, las conversiones de motores vehiculares a GNV crecieron un 63% frente a 2022. En el segmento de vehículos dedicados se destaca el de transporte público de pasajeros, con más de 3.000 unidades y, el de carga pesada con 1.400.

Aunque la industria ha logrado valiosos aportes económicos y de desarrollo social para el país, reitera la urgencia de acelerar el desarrollo de los hallazgos de gas natural en tierra y costa afuera que aumenten de manera temprana la oferta local de gas, así como adoptar de manera definitiva el decreto que viabiliza la importación de gas natural para atender la demanda nacional, que garantice un suministro seguro y accesible.

ACIEM: “Es urgente aumentar importaciones de gas natural para enfrentar déficit”

En opinión del presidente de ACIEM, para mitigar los riesgos de abastecimiento gas natural, se podría utilizar la comercialización de gas importado que no sea requerido por las plantas térmicas.

“El país se demoró en buscar soluciones para aumentar la disponibilidad de gas natural con el fin de evitar efectos negativos en el mercado y en los usuarios que, sin duda, serán los más afectados con las posibles restricciones en el suministro, por ello es urgente incrementar las importaciones de gas para enfrentar el déficit que se podría presentar a comienzos del próximo año”: así lo declaró Daniel Enrique Medina, presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), en el marco de la 41 Conferencia Energética Colombiana (ENERCOL) que se realiza en Bogotá.

En opinión del presidente de ACIEM, para mitigar los riesgos de abastecimiento gas natural, se podría utilizar la comercialización de gas importado que no sea requerido por las plantas térmicas que reciben el combustible de la planta de regasificación de gas natural en Cartagena.

“Esto no es nuevo y ya se ha ejecutado en otras oportunidades obedeciendo a criterios comerciales, luego el déficit de corto plazo se podría resolver de la misma manera, claro está, a costos superiores del orden de dos a tres veces el precio del gas natural producido nacionalmente, con el impacto en los usuarios y en el Gobierno por los mayores subsidios que sería necesario pagar”: agregó Medina.

ACIEM destacó que la planta de regasificación de Cartagena incrementaría su capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios a 530 millones, hacia el año 2027, lo cual ayudaría a mitigar parcialmente el problema, sin solucionarlo completamente.

Adicionalmente, Medina explicó: “Es evidente que el mercado quedaría expuesto a restricciones en la oferta de gas, lo cual implicaría que algunos consumidores no recibirán este energético afectando el consumo domiciliario y de transporte en particular, así como los precios de la energía eléctrica y del mismo gas natural”.

Futuro del carbón en la Transición Energética

El presidente de ACIEM llamó la atención sobre el futuro del carbón en la Transición Energética, destacando que este combustible merece su espacio para buscar el balance energético ideal del país.

Según Medina: “Si no hubiéramos contado con la disponibilidad del carbón para afrontar el fenómeno de El Niño, con seguridad que se hubiera presentado un caos que habría tenido consecuencias graves para el sector, la economía y el país, y hubiéramos llegado a un riesgo de racionamiento o ‘apagón’ reviviendo experiencias de los años noventa”.

Y añadió: “Necesitamos tener fuentes de energía que en momentos difíciles nos den la tranquilidad de poder contar con ella y a precios que podamos pagar. Hoy el carbón colombiano participa con cerca del 8% de la capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional (SIN), aportando firmeza, siendo un recurso abundante y económico, factor muy importante en el balance energético.”

De otra parte, realzó la alianza con la Federación Nacional de Productores de Carbón, Fenalcarbón, y la Asociación Nacional de Generadores, Andeg, para promover la defensa de la industria nacional del carbón.

“Es nuestro propósito realzar las fortalezas de esta industria y los beneficios para los usuarios de la energía eléctrica, el desarrollo de las regiones, las familias que dependen de la minería y para las familias que dependen de la energía eléctrica”, concluyó Medina.

Fitch Ratings afirma calificación de riesgo internacional de TGI en BBB

La calificadora de riesgo resaltó la sólida posición comercial que tiene TGI en el sector de transporte de gas natural, lo que la hace proyectarse como una empresa estable.

La afirmación del grado de inversión de Transportadora de Gas Internacional (TGI) se sustenta en la fuerte posición comercial de la compañía en el sector de transporte de gas natural, su exposición moderada al riesgo regulatorio, su estructura de capital conservadora, y generación de EBITDA sólida y predecible, además de su fuerte vínculo con su casa matriz, el Grupo Energía Bogotá (GEB).

Para la calificadora internacional de riesgos Fitch Ratings, TGI es una empresa clave para la estrategia de crecimiento del GEB al representar aproximadamente el 45% de su EBITDA operativo. Se espera que la inversión en Colombia y en negocios midstream, como el de TGI, siga siendo un foco estratégico para el crecimiento futuro del Grupo Energía Bogotá.

Por otra parte, la calificadora resalta la escala de la compañía, su presencia geográfica, su participación de mercado y la capacidad en firme contratada, que brindan previsibilidad a su generación de flujo de efectivo.

La perspectiva estable demuestra la disciplina financiera de la compañía, su gestión regulatoria y el trabajo de un Gobierno Corporativo sólido que hoy nos permiten ser una compañía sostenible al tener estabilidad en el futuro. Estamos seguros que el trabajo conjunto y articulado entre entidades regulatorias, Gobierno Nacional y sector, permitirá crecer en el desarrollo e inversión en infraestructura que garantice mayor confiabilidad en el sistema”, dijo Dalila Hernández, presidente encargada de TGI.

Promigas obtuvo resultados sobresalientes en el primer semestre de 2024

El grupo empresarial, que opera en Colombia y Perú brindando soluciones de gas y electricidad, tuvo un destacado desempeño al cierre del primer semestre de 2024.

Promigas finalizó el primer semestre de 2024 con resultados financieros y operativos sobresalientes, donde avanzó en la conexión de nuevos usuarios al servicio de gas natural y electricidad, la diversificación de negocios y geografías, y cumpliendo con las metas y objetivos trazados para lograr una transición energética.

En materia de distribución de gas natural y energía eléctrica, impactó a 764.189 personas con la conexión de 212.693 nuevos clientes. Con estos resultados, alcanzó los 7 millones de usuarios conectados, lo que representa cerca de 25 millones de personas que todos los días reciben alguno de estos energéticos.

Al 30 de junio de 2024, Promigas alcanzó una utilidad neta acumulada a nivel consolidado de

$614.310 millones, ejecutando al 121% lo presupuestado (+22% vs. 2023), así como mejores resultados de las compañías filiales con respecto a 2023.

En cuanto a ingresos consolidados, alcanzó un valor de $3,46 Billones (+13% vs. 2023), correspondiente a una ejecución presupuestal del 100%. Lo anterior, principalmente por mayores ingresos por regasificación registrados en SPEC y por la contratación de la capacidad adicional de 50 MPCD entre abril y mayo de 2024.

También, logró un EBITDA consolidado superior, alcanzando los $1,32 Bn (+17% vs. 2023) con una ejecución presupuestal del 112%.

A nivel individual, Promigas reportó unos ingresos de $627.114 millones y un EBITDA de $813.397 millones, correspondientes a una ejecución presupuestal del 100% y 117% respectivamente.

Al primer semestre de 2024, Promigas y sus compañías de transporte en Colombia lograron un volumen de gas natural transportado de 603 MPCD (+29% vs 2023), lo que permitió cubrir el 57% de la demanda de gas nacional.

Por su parte, SPEC LNG alcanzó cifras récord de regasificación durante el primer semestre de 2024, al recibir 1.7 millones de metros cúbicos de GNL adquiridos por las térmicas en el mercado internacional, acumulando 93 cargas recibidas desde el inicio de su operación a finales de 2016.

Cabe resaltar que, ante la necesidad de mayor oferta de gas para maximizar el despacho térmico nacional, a partir de abril de 2024 SPEC logró habilitar una capacidad adicional de regasificación por 50 MPCD (450 MPCD total) representando así ~35% de la demanda nacional de gas.

En el negocio de financiación no bancaria BRILLA, se otorgaron 258.161 nuevos créditos para una colocación de $664.958 millones. 94% de los créditos son tomados por familias de estratos 1, 2 y 3. Hasta la fecha, y desde el inicio del programa en 2007, se han otorgado 5,7 millones de créditos.

En cuanto a soluciones energéticas, de enero a junio 2024 se logró ampliar el portafolio hasta alcanzar 91,7 MW dentro de los cuales 74,3 MW correspondieron a la capacidad contractual (53,3 MW operativos, 21,0 MW en construcción, 17,4 MW en cierre comercial).

La CREG ajusta reglas del mercado de gas natural y facilita acceso a contratos

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), mediante la Resolución 102009 de 2024, realizó ajustes a las reglas para la comercialización de gas natural en el mercado mayorista.

Las modificaciones se aplican para la contratación de gas para usuarios no regulados como a los comercializadores que brindan el servicio a los usuarios residenciales. Para esto, se actualizan las reglas para que los agentes que atienden a usuarios residenciales y pequeños comercios puedan acceder a contratos de suministro de gas de tipo firme a precios asequibles, así como se asegura el suministro de gas necesario para operar los sistemas de transporte, el gas natural comprimido para vehículos, y la demanda de las refinerías.

En este sentido, se introducen medidas para flexibilizar las negociaciones entre vendedores y compradores en el mercado primario de gas, con el fin de maximizar la contratación y uso de los volúmenes de gas natural que se pueden producir a nivel máximo en los campos nacionales al precio más eficiente. Finalmente, se incluyen disposiciones para facilitar la negociación de volúmenes de gas importado.

Otras resoluciones para gas

Finalmente, se prevé para el segundo semestre de 2024 una propuesta regulatoria con un carácter más estructural, la cual se viene discutiendo desde el 2021 y que de manera reciente se socializó a través del proyecto de Resolución CREG 702 003 de 2023. Esta se centra en aspectos del mercado mayorista de gas natural como los periodos de negociación, la duración de los contratos de suministro, la actualización de precios y los mecanismos de priorización de la demanda esencial, entre otros.

«Las decisiones tomadas en el sector de gas han sido trabajadas considerando la situación del sector y buscando que los objetivos previstos en la Ley 142 de 1994 se vean reflejados en el mercado de gas. La CREG sigue comprometida en implementar todas las medidas necesarias para garantizar precios del gas eficientes para los usuarios finales y asegurar mecanismos que desde el punto de vista comercial permitan la confiabilidad del suministro en Colombia», explicó Antonio Jiménez, director Ejecutivo de la CREG.

Con las medidas adoptadas en esta resolución se busca lograr un mayor nivel de eficiencia en la asignación y distribución del gas, considerando las condiciones actuales y proyectadas del potencial de oferta y del potencial de consumo interno.

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