Categoría: Gas Natural

El pozo Glaucus-1 suma una nueva acumulación de gas y confirma el potencial de gas costa afuera que se tiene en el sur del Caribe colombiano. Ecopetrol tiene el 50% de participación del pozo y Shell es el operador con le 50% restante.

Ecopetrol confirmó el descubrimiento de una acumulación de gas natural con el pozo exploratorio costa afuera Glaucus-1, perforado en aguas profundas del Caribe colombiano, a 75 kilómetros de la costa y a más de 130 kilómetros del municipio de Coveñas, con una columna de agua de aproximadamente 2.340 metros.

En el pozo Glaucus-1 Ecopetrol tiene el 50% de la participación y Shell es el operador, con el 50% restante.

El pozo fue perforado entre el 16 de julio y el 10 de agosto de 2023 hasta una profundidad total de 14.057 pies (4.284 metros) y se determinó la presencia de gas natural en una nueva acumulación en el área de los bloques COL-5, Fuerte Sur y Purple Angel, donde se ubican los hallazgos de los pozos Kronos-1 (2015), Purple Angel-1 (2017) y Gorgon-2ST2 (2022).

Con el potencial del bloque COL-5, Ecopetrol continúa con su meta de maximizar el valor de su portafolio, con foco en exploración de gas en activos de costa afuera.

“Es muy gratificante para Ecopetrol entregar hoy a Colombia este resultado. Se trata del descubrimiento de gas en el pozo Glaucus-1, en una actividad que se desarrolló de forma impecable, sin incidentes de HSE, y que nos permitirá adicionar recursos a los ya descubiertos en Gorgon. Este descubrimiento se logró de la mano con Shell, en el sur del Caribe colombiano, una región que nos ha demostrado que tenemos oportunidades para incorporar más reservas de gas al país”, dijo el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa.

El precio que tendrá que pagar la entidad estatal uruguaya Ancap es de 5 dólares por millón de BTU, con un volumen máximo de 350.000 metros cúbicos por día.

Uruguay importará gas natural desde Argentina a través de la empresa Oilstone, solicitado por la empresa estatal Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (Ancap) y tramitado a través de Energía Argentina S.A. (Enarsa) por un monto de 5 dólares por millón de BTU con volúmenes diarios de hasta 350.000 metros cúbicos por día.

El gas extraído de las zonas argentinas de Cutral Co y Plaza Huincul será importando por Uruguay a través de Enarsa que solicitó una licitación para que participen las empresas radicadas en el país vecino.

Dentro de la subasta –realizada por el Mercado Electrónico del Gas (Megsa)– participaron 14 empresas con igualdad de precios, de las cuales la elegida fue la propuesta de Oilstone ya que fue la primera en presentarse.

“El precio piso para la licitación era de 6,27 dólares por millón de BTU que fue lo que ofertamos y como se adjudica por orden de llegada ganamos”, especificó el director Comercial de Oilstone, Mauricio Russo al diario argentino Rio Negro. 

Ancap utilizará el gas natural durante el mes de septiembre, por lo que el gas ya comenzó a ser despachado desde Cutral Co y Plaza Huincul y lo seguirá haciendo hasta que comience octubre.

El director de la empresa aseguró que Ancap es quien tiene el contrato de exportación con Enarsa, por lo que las nominaciones y demás trámites será entre esas dos organizaciones.

Por otro lado, Russo aseguró que “ganar esta licitación fue una bocanada de aire fresco por lo menos para septiembre, porque queda a cerca de 5 dólares que es un precio bárbaro” y que tienen intenciones de volver a licitar para el contrato de verano con Ancap.

El contrato contempla un volumen máximo de 350.000 metros cúbicos por día. El envío del gas natural será a través del gasoducto Cruz del Sur que comunica Montevideo con Buenos Aires.

Ante la situación de restricción de gas natural que impacta la demanda industrial de la región Caribe, originada por la contingencia operativa en algunos pozos de Canacol Energy, Naturgas propuso algunas medidas de corto plazo.

Las medidas fueron informadas por el gremio al Ministerio de Minas y Energía, a la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), para su análisis y la adopción de las decisiones pertinentes:

Las medidas propuestas son:

1. Establecer reglas por parte de la CREG que faciliten la comercialización de gas local en todos los campos de producción, tales como:
2. Permitir negociaciones en cualquier momento del año.
3. Habilitar el mecanismo de negociación directa.
4. Permitir la suscripción de contratos de suministro en firme, con vigencias menores a un año.
5. Viabilizar por parte de la CREG la comercialización de la capacidad de transporte asociada a la bidireccionalidad del tramo Ballena – Barrancabermeja.
6. Revisar por parte de la UPME el criterio (costo de racionamiento) utilizado para asignar el gas natural que quede disponible cuando se presenten restricciones de suministro como la actual.

Estas medidas sumarían a los esfuerzos que se están realizando para mantener la continuidad en la prestación del servicio a los usuarios industriales de la región Caribe.

Naturgas reitera la necesidad de acelerar y expandir la actividad exploratoria, con el fin de desarrollar el potencial de reservas de gas natural del país, para garantizar la confiabilidad, autosuficiencia y seguridad energética de Colombia. Ante la disposición del Gobierno Nacional de trabajar articuladamente para materializar este propósito, el Gremio propone una mesa de trabajo conjunto para construir y hacer seguimiento a las medidas que se requieran.

En la presentación del más reciente Informe del Sector Gas Natural en Colombia, InfoGas 2023, el presidente de Promigas, Juan Manuel Rojas, llamó la atención por la estrechez del mercado de gas natural, con reservas para apenas siete años, las más bajas de los últimos 17 años, por lo que invitó a desarrollar todas las alternativas de abastecimiento.

“Colombia pasó de la abundancia a la escasez de gas natural”, fue la advertencia que hizo el presidente de Promigas en la presentación anual del Informe del Sector. “Tenemos un mercado estrecho, por lo que debemos aumentar la oferta”, dijo Rojas.

En ese sentido, llamó la atención sobre el potencial de reservas de gas natural que tiene el país, tanto en tierra como en el off shore e hizo la invitación a desarrollarlas con nuevos contratos de exploración y explotación, al tiempo que se consolidan las alternativas de importación con la ampliación de la planta de regasificación de Cartagena como con la construcción de la de Buenaventura, y no desechó la posibilidad de traer gas de Venezuela.

Rojas puso como ejemplo de la fragilidad del suministro la reciente emergencia que sufrió el suroccidente colombiano por causas geológicas, que obligaron al corte del servicio a ocho millones de usuarios, y las actuales restricciones que padece el Caribe colombiano por dificultades en los campos de Córdoba.

Esto se da, pese a que Colombia es uno de los casos de éxito mundiales en el crecimiento y cubrimiento del gas natural.

Efectivamente, al cierre de 2022 el país superó el hito de 11 millones de usuarios conectados al servicio (entre 36 y 40 millones de personas), alcanzando una cobertura cercana al 70%, una cifra que muy pocos países en el mundo pueden exhibir.  De éstos, cerca de 10,8 millones son hogares, de los cuales el 85% pertenece a los estratos 1, 2 y 3 quienes utilizan el gas principalmente para cocción de alimentos o calentamiento de agua. Alrededor de 210 mil usuarios, corresponde a clientes comerciales e industriales.

Además, en los últimos años, el 10% de la energía eléctrica consumida en el país se generó en termoeléctricas que utilizan gas, aportando confiabilidad al sistema energético.

El Informe hace especial énfasis en la necesidad de incluir al gas natural en cualquier portafolio de suministro, dado que es un energético firme en generación eléctrica y confiable para la industria y el consumo residencial, con menores costos que los combustibles líquidos, mientras produce menos emisiones de gases de efecto invernadero por unidad

No obstante, las reservas probadas en Colombia en 2022 cayeron a 2,8 tera pies cúbicos (Tpc), que representan 7,2 años de autosuficiencia. El nivel más bajo de los últimos 17 años y prende las alarmas respecto del abastecimiento.

Por eso, Rojas señaló que el país pasó de la abundancia a la escasez de gas natural y llamó la atención de tener en cuenta todas las fuentes: aumentar la exploración en tierra y en el off shore, insistir en la construcción de la regasificadora del Pacífico y hasta una eventual importación de Venezuela.

Los yacimientos costa afuera, con un potencial estimado de 30 Tpc plantean retos significativos como regulación para su producción, aseguramiento de demanda y precios competitivos.

De igual forma, Rojas señaló que en el interior se hace necesario continuar con la exploración de recursos en el piedemonte llanero, las cuencas Cesar-Ranchería – Catatumbo, dado que se estima que en las mismas existe un potencial gasífero significativo, a pesar de los retos en materia de seguridad, licenciamiento y con comunidades.

Otra alternativa de abastecimiento es la importación de gas natural licuado (GNL). La infraestructura de Cartagena tiene una capacidad de regasificación de 400 MPCD, que le permite al sistema eléctrico colombiano confiabilidad y flexibilidad en la entrega hasta el 2031 por la prórroga de los contratos entre las térmicas y la planta de regasificación.

Según Rojas, la planta de Cartagena puede ampliar su capacidad de regasificación en 180 MPCD a partir del segundo semestre de 2026, pero podría haber una ampliación temprana de 50 MPCD a finales de 2024, en caso de ser necesario.

En cuanto a la conexión de los dos sistemas de transporte, el de la Costa y el del Interior, señaló que está funcionando desde marzo pasado con una capacidad de 50 MPCD en ambas direcciones. No obstante, esta capacidad se podría ampliar a 170 MPCD, pero se requiere que la CREG defina la remuneración de las ampliaciones en compresión, que costarían entre 80 y 100 millones de dólares.

“El reto más importante es asegurar el gas natural en la matriz energética de Colombia. Para ello es necesario seguir explorando y desarrollando recursos propios, ampliar la infraestructura de importación, continuar fortaleciendo la confiabilidad de los sistemas, mientras seguimos invirtiendo en la reducción de la pobreza energética de nuestros ciudadanos”, afirmó Rojas.

¿Cuánto le costaría al país prescindir del gas natural?

El informe presentado por Promigas contiene un resumen de la investigación “Costos de frenar la exploración de gas natural en dos escenarios de transición energética en Colombia”, trabajado en conjunto con Fedesarrollo y en la cual se analiza el escenario hipotético y el costo que representaría para Colombia el no contar con el gas natural.

El primer escenario analizado consiste en frenar la nueva exploración, no construir nueva infraestructura de importación, desmantelar y sustituir la generación eléctrica a gas natural por eólica, e impulsar la electrificación sustituyendo el consumo de gas natural en los sectores residencial e industrial. En este escenario el costo total que debería asumir el país supera los $ 112 billones, el equivalente a seis reformas tributarias como la aprobada en diciembre de 2022.

Un segundo escenario consiste en frenar la nueva exploración, pero ampliando la infraestructura de importación y manteniendo la capacidad de generación eléctrica a gas y el consumo de este energético en industria y hogares. En este escenario el costo total sería de $5,14 billones. Todo esto representaría un aumento del 25% en la tarifa final del servicio de gas, impactando negativamente a los hogares más pobres.

Al respecto, el Informe resalta que una transición energética justa, debe minimizar impactos negativos sobre nivel de bienestar de grupos más vulnerables. De ahí que se requiere trabajo articulado del sector para sentar las bases para una transición ordenada, responsable y sostenible, que permitan facilitar acceso de más comunidades al gas natural, especialmente a los cerca de dos millones de hogares que aún usan leña.

Frente a la declaración de convocatoria desierta nuevamente por parte de la UPME para la selección de un inversionista para la planta de regasificación en el Pacífico, el gremio hace un llamado al Gobierno Nacional para avanzar en alternativas de abastecimiento de gas para atención de la demanda.

Ante la reciente declaración de convocatoria desierta por parte de la UPME frente a la selección de un inversionista para el desarrollo de la planta de regasificación del pacífico colombiano, la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG)hace un llamado al Gobierno para que se valoren alternativas de abastecimiento de gas para atención de la demanda.

Esto, teniendo en cuenta que en el marco de la hoja de ruta de la Transición Energética Justa el papel del gas natural en la diversificación de la oferta es fundamental para avanzar hacia una matriz energética más limpia y sostenible.

El gremio de la generación térmica considera que es adecuado y necesario que se valoren alternativas de abastecimiento de gas natural; bien sea a partir de soluciones de suministro en el país o de importación del combustible, con el fin de contribuir a la seguridad energética y opciones de aprovisionamiento, especialmente para las térmicas del interior del país.

Así mismo, se deben evaluar las necesidades de aumento de capacidad y disponibilidad de la infraestructura de importación de gas en el Caribe Colombiano, a través de la terminal de regasificación de Cartagena, SPEC LNG, lo cual contribuiría a la diversificación de las fuentes de suministro de gas natural.

“Sin duda, es muy importante avanzar en el marco de la política pública, la planeación energética, la regulación económica y en la expansión de la infraestructura de gas natural para asegurar el abastecimiento para la atención de la demanda, así como garantizar la continuidad en la prestación del servicio a los diferentes sectores de consumo de gas natural, combustible que contribuye a la competitividad y diversificación de la matriz energética del país”, dijo Alejandro Castañeda, presidente de ANDEG.

Los trabajos de la plataforma de perforación se desarrollarán a finales de 2023. Si la perforación es exitosa, se hará el tendido de una línea de conducción que permita llevar a tierra el gas.

Ecopetrol se viene preparando para la perforación del pozo delimitador Orca Norte 1, prevista para el último trimestre de este año, ubicado en el bloque Tayrona, frente a las costas del departamento de La Guajira.

La Empresa firmó el contrato con la compañía Noble Corporation para contar, a partir de mediados de noviembre y por cerca de dos meses y medio, con la plataforma de perforación Noble Discoverer, que se encargará de perforar el pozo con el cual se podrá comprobar el potencial del hallazgo anunciado en diciembre de 2014 con el pozo Orca.

Orca Norte 1 hace parte del bloque Tayrona y está ubicado en aguas profundas del Caribe colombiano. Este es un hito en la exploración de hidrocarburos para Ecopetrol ya que es el primer pozo en aguas profundas operado ciento por ciento por la Empresa.

La Noble Discoverer es una plataforma de perforación móvil, tipo semi-sumergible de sexta generación con doble torre, que actualmente está operando en Suramérica.

Ecopetrol conformó un equipo extendido para este proyecto, lo que permitirá cumplir el hito de perforar el pozo Orca Norte-1 antes de marzo de 2024, de acuerdo con el compromiso adquirido con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Solo si se da una confirmación del yacimiento, se podrá pasar a la fase de desarrollo en la que se podrá contar con las facilidades necesarias para conducir a tierra el hidrocarburo. Dado que este es un proceso que requiere de altas inversiones y tiempos de ejecución, la Empresa ha iniciado desde ya el proceso de consulta previa con las comunidades establecidas por la autoridad, que busca viabilizar el tendido y operación de un gasoducto desde Orca hasta la plataforma Chuchupa B.

Actualmente, la empresa se encuentra ultimando detalles de los procesos que se requieren para soportar estos trabajos, como la base operativa en tierra, los buques de apoyo y los servicios de perforación. Por ahora, avanza la etapa de información a las autoridades nacionales, regionales, locales y marítimas para viabilizar el ingreso de la plataforma al país y cumplir con los requisitos normativos y de ley.

“Este hito es de alta relevancia en la búsqueda efectiva y eficiente del gas. Desde Ecopetrol seguimos interesados en desarrollar reservas que apalanquen la aceleración que debemos darle a la transición energética en el país”, dijo el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa.

Actualmente, el gas natural representa el 22% de la producción total de hidrocarburos del Grupo Ecopetrol, y la meta es llevarlo al 30% en siete años.

El nuevo gasoducto troncal transporta gas natural desde Vaca Muerta hasta el punto de conexión en Salliqueló, en Buenos Aires, y desde allí por Neuba II llega a las centrales térmicas de esa región aregentina.

Desde el pasado 4 de agosto el Gasoducto Néstor Kirchner está inyectando parte de la producción de Vaca Muerta en la red de Buenos Aires. El miércoles por la noche se completó con éxito la conexión al gasoducto Neuba II y la línea quedó definitivamente en operaciones.

Pese a la viralización de videos y posteos sobre que el Gasoducto Néstor Kirchner era «una farsa», la obra se conectó finalmente al sistema del gasoducto Neuba II y desde entonces el nuevo gasoducto Néstor Kirchner ya transporta y entrega gas de Vaca Muerta a las redes de Buenos Aires.

La novedad fue confirmada por fuentes de Enarsa, la empresa estatal a cargo de la obra y concesionaria del nuevo gasoducto que de esta forma entró el jueves finalmente en operaciones, con la capacidad de poder transportar hasta 11 millones de metros cúbicos de gas natural por día y entregarlo a un sistema que está en funcionamiento desde 1986.

En esta primera etapa el gas que se transporte se destinará a las usinas que generan energía eléctrica, permitiendo así reducir la importación de gasoil y fuel oilque estaban utilizando y que tiene un alto costo, similar al del gas natural licuado (GNL).

Este destino de estos 11 millones de metros cúbicos diarios se fijó en el contrato que selló la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) con Enarsa, al tomar la totalidad del transporte del Gasoducto Néstor Kirchner para inyectar en el mismo el gas que tiene por contrato con las productoras por medio del Plan Gas.Ar.

Pero esto no implica que el nuevo gasoducto no redundará en más gas para industrias y hogares, ya que la producción que ya se transportaba por Neuba II podrá ahora redireccionarse, siempre que haya capacidad.

Vaca Muerta marcó récord en julio

Por otro lado, el ritmo de actividad en Vaca Muerta registró en julio su récord histórico al alcanzar un total de 1.380 etapas de fracturas, con el liderazgo de YPF que representa el 52% de ese desempeño.

Los datos corresponden al informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de la firma internacional NCS Multistage, que revela el nivel de actividad de las compañías que operan en la formación de la Cuenca Neuquina.

De acuerdo con ese reporte, la actividad en la formación neuquina sumó en julio las 1.380 fracturas, unas 72 etapas más que las 1.157 de junio y apenas una más de las registradas en agosto de 2022.

De esta manera, la formación retomó su alto nivel de actividad de sus equipos tras meses de alta disparidad y el acumulado cerró en los primeros siete meses del año con 8.342 etapas, muy por encima del mismo período del año pasado.

El informe también detalló que durante mayo YPF volvió a ser la operadora que mayor nivel de fracturas alcanzó con 716 etapas, es decir poco más del 50% del conjunto de la operación, y en su caso trabaja con sets de fractura operados por las compañías de servicios Schlumberger y Halliburton.

Las empresas que completan el escenario de julio fueron Shell (201), Vista (136), Pan American Energy (114), Total (98), Pluspetrol (93) y Pampa Energía (22).

Entre las grandes compañías de servicios, Halliburton lidera el mercado de fracturas hidráulicas, con un 48% de la actividad, Schlumberger 29%, Calfrac 8%, Tenaris 7% y Weatherford 7%.

El reporte de Fucello destacó como conclusión que «la actividad de fractura se mantiene por debajo de lo previsto en el pronóstico para el año de unas 1.400 en promedio, pese a que los sets de fractura están en su máxima capacidad con siete compañías operadoras.

A pesar del récord de julio, advirtió que los problemas con las importaciones se hacen cada vez más presentes y amenazan la continuidad de las operaciones.

La técnica de fractura (fracking en inglés) es la forma en que se estimulan los pozos de recursos no convencionales como el de Vaca Muerta, y es un indicador para medir el nivel de actividad en los campos.

En Argentina, el termómetro de la actividad de los yacimientos no convencionales y la métrica comercial se da en términos de etapas de fractura, y no en cantidad de pozos o equipos de perforación activos, como lo es en yacimientos convencionales.

Existen estudios que vinculan directamente la cantidad de etapas de fractura con la producción de hidrocarburos en el futuro inmediato.

Una etapa de fractura se compone de aproximadamente 250 toneladas de arena y 1.500 m3 de agua inyectada a más de 10.000 PSI en boca de pozo, lo cual permite medir el movimiento económico, de equipamiento y logístico asociado a esto.

Así, sabiendo la relación directa entre etapas y producción, conociendo la cantidad de etapas del mercado, se puede predecir la producción inmediata.

Aunque Colombia tiene un importante aumento de cobertura de gas natural, para el sector es clave priorizar la sustitución de materiales ineficientes para cocinar en beneficio de la salud de las comunidades.

Colombia representa un ejemplo mundial en materia de acceso al servicio de gas natural en el sector residencial, y durante 2023 esta tendencia se mantiene en aumento. De acuerdo con la Asociación Colombiana de Gas Natural (NATURGAS), durante el primer trimestre de 2023 el país tuvo un crecimiento del 3,8%, que equivale a más de 397.000 conexiones nuevas, en comparación con el mismo periodo de 2022.

Los departamentos que lideraron este incremento, son: Nariño, con un crecimiento del 15,4%, equivalente a 6.161 conexiones, seguido por Arauca con un aumento del 14%, es decir, 972 usuarios, y Guaviare con un crecimiento del 7,4%, que equivale a 413 usuarios. Por otra parte, las regiones que registraron un menor aumento de cobertura son Córdoba, Bogotá y Chocó.

“Nuestra industria tiene un firme compromiso para aumentar la cobertura de gas natural en todo el país, Colombia tiene una valiosa oportunidad para acercar a algo más de 1,6 millones de hogares, mediante la sustitución de materiales ineficientes utilizados para cocinar y así superar la pobreza energética en el país”, asegura Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas.

De acuerdo con un informe publicado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA en inglés), una de cada tres personas de todo el mundo, en la mayoría de las regiones más pobres, aún carece de acceso a instalaciones limpias para cocinar, que equivale a 2.300 millones de personas que cocinan sus alimentos en fuegos abiertos o en cocinas básicas, que dependen de materiales como leña, carbón vegetal y estiércol animal, que tienen repercusiones negativas en la salud y el medio ambiente, provocando millones de muertes prematuras al año, especialmente de mujeres y niños.

Por otra parte, la publicación señala que las estufas de gas natural sirven como una tecnología limpia y de alto rendimiento para cocinar en términos de salud, eficiencia e impacto positivo para las mujeres que puede ayudar a reducir la carga de tiempo en los hogares, así como reducir la inhalación de contaminantes nocivos, como el monóxido de carbono y el material particulado fino (PM 2,5).

También, indica que el gas natural es una solución primaria para el acceso a la cocina limpia, que puede servir como un aliado clave para mejorar la salud pública, el medio ambiente local y el desarrollo socioeconómico de las comunidades.

“Para brindar un mayor acceso a cocinas limpias en los hogares colombianos, es necesario sumar esfuerzos entre el gobierno nacional y el sector para materializar los proyectos planteados en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, y buscar mecanismos que incentiven mayores inversiones en zonas alejadas y dispersas para garantizar su acceso a los beneficios del gas natural. Para ello, será necesario priorizar, bajo criterios de eficiencia y equidad, cuáles son las zonas en las que podemos iniciar la sustitución de combustibles ineficientes y aumentar el número de usuarios que reciben gas natural”, agrega Murgas.

Para más información acerca del reporte “A Vision for Clean Cooking Access for All” del IEA, ingrese aquí.

Del total, más de 25 mil fueron en Bogotá y sus municipios aledaños; alrededor de 15 mil en el altiplano Cundiboyacense; cerca de 5 mil en Barrancabermeja, Bucaramanga y su Área Metropolitana; y, aproximadamente 3 mil en el sur del Cesar.

En las 108 poblaciones del país donde el Grupo Vanti presta sus servicios, 48.632 familias comenzaron a disfrutar del servicio de gas natural durante los primeros seis meses de 2023, con una inversión de $17 mil millones que contempló la construcción de 278.355 metros nuevos de tuberías.

Del total, 25.248 familias disfrutarán del servicio de gas natural en viviendas nuevas, 20.755 que cocinaban con otros energéticos y se pasaron a gas natural, 1.463 comercios y 1.166 que lo habían tenido y nuevamente lo volvieron a instalar.

Por parte de Vanti, en Bogotá, Anapoima, El Colegio, El Rosal, La Calera, La Mesa, Sibaté, Soacha y Viotá hubo 25.837 familias que instalaron el servicio de gas natural con una inversión de $6.623 millones que fueron destinados a la construcción de 63 mil metros nuevos de redes de gas natural.

En la filial Gas Natural Cundiboyacense que cubre 60 poblaciones en el altiplano, se hicieron 14.898 instalaciones del servicio, siendo Zipaquirá, Madrid, Tocancipá, Chía, Duitama, Tunja, Mosquera y Sogamoso donde se realizaron más conexiones con una inversión de $7.154 millones que se utilizaron para construir 152 mil metros nuevos de redes de gas natural.

En la filial Gasoriente, que cubre 15 poblaciones entre las cuales se encuentra Bucaramanga y su área metropolitana, así como Barrancabermeja, se hicieron 5.081 instalaciones del servicio siendo Bucaramanga, Girón, San Pablo (Bolívar), Piedecuesta, Barrancabermeja y Sabana de Torres donde se realizaron más conexiones con una inversión de $1.276 millones que se utilizaron para construir 14 mil metros nuevos de redes de gas natural.

En la filial Gasnacer, que cubre 25 poblaciones en el sur del Cesar y Bolívar, se hicieron 2.816 instalaciones del servicio siendo Aguachica, La Jagua de Ibirico, Pelaya, El Banco (Magdalena), San Martín, Agustín Codazzi, Pailitas, San Alberto, Curumaní y Chiriguaná donde se realizaron más conexiones con una inversión de $1.969 millones que se utilizaron para construir 48 mil metros nuevos de redes de gas natural.

La Revisión Periódica es la inspección obligatoria a la instalación interna de gas natural en inmuebles ordenada por la ley colombiana y regulada por la CREG, la cual se debe realizar cada cinco años para garantizar la seguridad de los clientes.

Del total de 270.522 clientes de Vanti y sus filiales que debían realizar la Revisión Periódica Obligatoria de gas natural en el primer semestre de 2023, 247.951 han cumplido con esta obligación quinquenal, lo que representa cerca del 92% de usuarios.

La mayor parte de clientes que tenían que realizar la Revisión Obligatoria de Gas Natural en las zonas donde opera Vanti se ubicaban en Bogotá, La Calera, La Mesa, Anapoima, Viotá, El Rosal, Soacha y Sibaté, los cuales ascendieron a 186.466, de los cuales 172.147 cumplieron con esta obligación (92,5%) y 14.319 están pendientes.

Asimismo, los clientes del altiplano cundiboyacense atendidos por Gas Natural Cundiboyacense que tenían que realizarla durante el primer semestre de 2023 fueron 36.903, de los cuales 34.120 (92%) cumplieron con esta obligación, quedando pendientes 2.783.

Por su parte, 37.220 clientes de Bucaramanga y su área metropolitana, Barrancabermeja y otros municipios del departamento de Santander atendidos por Gas Natural del Oriente (Gasoriente) que tenían que realizar su RPO durante el primer semestre de 2023, de los cuales 33.636 (92,5%) cumplieron con esta obligación, y aún están pendientes 3.584.

De igual forma, los clientes del sur del Cesar atendidos por Gasnacer que tenían que realizarla durante el primer semestre de 2023 eran 9.933, de los cuales 8.048 (81%) cumplieron con esta obligación y están pendientes 1.885.

Hacer la Revisión Periódica de las instalaciones internas de gas natural y sus gasodomésticos es responsabilidad de los usuarios del servicio, de acuerdo con la regulación expedida por la CREG y el Ministerio de Minas y Energía.

La Revisión Periódica de gas natural es la que se hace obligatoriamente cada 5 años a la instalación interna de la casa, apartamento o local comercial y el usuario es quien elige con quién hacerla. Para ello, pueden acudir a Vanti o escoger libremente cualquier Organismo de Inspección Acreditado (OIA) certificado por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia (ONAC).

La invitación es a no dejarse engañar y a verificar que en la página de internet de la ONAC la empresa que ofrezca el servicio esté acreditada y cuente con el correspondiente certificado.

Desafortunadamente, existen empresas que se hacen pasar por contratistas de Vanti, por lo cual se debe verificar en las líneas de atención y recordar que ninguno contratista está facultado para cobrar en efectiva.

Siempre de debe verificar la fecha máxima para realizar la revisión en el recuadro que aparece en la parte inferior de la factura.