Categoría: Gas Natural

De acuerdo con Ecopetrol, el subsuelo marino del Caribe colombiano puede proporcionar reservas por entre 70 y 100 terapies cúbicos de gas natural, un enorme potencial frente a los 3 terapies de las reservas actuales.

21 de noviembre de 2022.   Luego de que el Gobierno nacional le cerrara las puertas al desarrollo del fracking en el Magdalena Medio, Ecopetrol enfila sus baterías para desarrollar la nueva provincia gasífera del país: el Caribe colombiano.

Y es que con el objetivo de convertirse en una empresa más gasífera, Ecopetrol comenzará a desarrollar los campos offshore donde ha descubierto gas natural en los últimos años.

En el cierre de la V Cumbre de Petróleo, Gas y Energía, que se realizó en Bogotá entre el 15 y el 18 de noviembre pasados, Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol, presentó las oportunidades que se le abren al país costa afuera.

Actualmente, Ecopetrol tiene 10 contratos en el Caribe offshore, divididos en tres áreas, donde en los últimos años ha perforado pozos exploratorios que han resultado exitosos, de la mano de socios como Petrobras y Shell. Ahora entrará en la etapa de desarrollo.

La primera área promisoria es la que Ecopetrol denomina Caribe Norte, frente a las costas de La Guajira y Magdalena, en el bloque Tayrona, donde ha perforado dos pozos exitosos: Orca-1 y Uchuva-1, y donde, de acuerdo con la información disponible, las reservas probables serían de entre 3,5 y 5,5 terapies cúbicos (TPC), suficientes para duplicar las reservas probadas actuales del país de 3 TPC.

La tarea de Ecopetrol con su socio Petrobras es la de poner en producción Uchuva-1 lo más pronto posible. El pozo tiene un manto de agua de 1.800 metros, pero Bayón mencionó que Turquía está desarrollando un yacimiento similar, al que aspiran poner en producción en dos años y medio, cuando lo normal de estos proyectos es que tarden unos 8 años, luego la tecnología ya existe y se puede aplicar en Colombia.

Además, tiene la ventaja que está cerca de las facilidades de Chuchupa – Ballena, operadas por Hocol, empresa del Grupo.

El otro pozo del bloque Tayrona es Orca-1, que está siendo desarrollado ciento por ciento por Ecopetrol, y aunque tiene un potencial más pequeño, 0,5 TPC, tiene la ventaja que la tabla de agua está entre 600 y 1.200 metros, y está más cerca de las costas guajiras.

Más al sur, frente a las costas de Córdoba y Sucre, se encuentra lo que Ecopetrol ha denominado el KGG, en los bloques COL-5 y Gran Fuerte, donde la empresa junto con Shell ha perforado cuatro pozos exitosos: Gorgón-1, Gorgon-2, Purple Angel-1 y Kronos-1, confirmando una provincia gasífera. Estos tienen una tabla de agua de 2.400 metros, pero la idea es entrar a la etapa de desarrollo.

Otros bloques, COL 1, 2, 6 y 7, en asocio con OXY como operador, están pendientes por explorar. Se encuentran en aguas ultra profundas, de unos 4.000 metros, pero son los que prometen una mayor cantidad de reservas: se estiman unos 15 billones de barriles de petróleo equivalentes y unos 84 TPC de gas.

En total, en estas tres áreas, Ecopetrol estima que el potencial puede estar entre 70 y 100 TPC, con lo cual el Caribe no solo se consolidaría como la nueva frontera del gas natural en Colombia, sino en el hub energético del país.

“Cada uno es un descubrimiento de clase mundial, cada uno es más grande que Cusiana o que Cupiagua, y son descubrimientos que se pueden poner en producción antes de finalizar la década”, dijo Bayón, quien además resaltó que las reglas de los campos costa afuera, considerados dentro del régimen de zonas francas, no fueron cambiadas en la recién aprobada reforma tributaria, lo cual da un impulso para entrar a la etapa de desarrollo.

Finalmente, cabe señalar que Ecopetrol actualmente tiene seis taladros en el piedemonte llanero, muy cerca de los mayores campos de producción del país: Cusiana y Cupiagua, donde seguramente se tendrán noticias antes de que termine el año.

Como dijo Felipe Bayón en su presentación, “Colombia tiene gas y tiene que desarrollarlo, es un tema que va más allá de la seguridad energética, se trata de soberanía energética.”

Las organizaciones firmaron un memorando de entendimiento que representa un importante logro para la industria del gas natural y ayudará a afianzar los lazos de cooperación entre Colombia y actores clave del mercado energético de América Latina y el Caribe.

21 de noviembre de 2022.   ARPEL, la asociación que reúne a las principales compañías del sector energético en América Latina y el Caribe, y Naturgas, el gremio conformado por 29 empresas productoras, transportadoras, distribuidoras y comercializadoras de gas natural en Colombia, firmaron un memorando de entendimiento para contribuir al posicionamiento del gas natural como una fuente de energía de creciente relevancia e impacto en la matriz energética regional (América Latina y el Caribe).

Este memorando, además, busca promover la colaboración entre ambas asociaciones para el desarrollo de la industria del gas natural y el posicionamiento de este energético como elemento clave en la transición energética de la región. También facilitará la transferencia de experiencias, buenas prácticas, información y recursos que contribuyan al objetivo de aumentar la inversión y productividad del sector energético en la región.

Alejandro Stipanicic, presidente del Directorio de ARPEL; Carlos Garibaldi, secretario Ejecutivo de ARPEL; Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, y Camilo Morales, secretario General de Naturgas firmaron el memorando de entendimiento durante la Conferencia ARPEL 2022 que se realiza esta semana en Lima (Perú), ante más de 600 representantes de empresas del sector de petróleo, gas y energías renovables de América Latina.

ARPEL y Naturgas revisarán los avances de este memorando de entendimiento en un plazo de dos años y realizar los ajustes pertinentes.

“La industria del gas natural es un actor clave en la transición energética de Latinoamérica, por lo que constituir este importante acuerdo de colaboración nos permitirá compartir las mejores prácticas regulatorias, comerciales, académicas y ambientales para la promoción del gas natural en Colombia y en la región, y contribuir a una transición energética justa, ordenada y responsable en los países latinoamericanos”, destacó Luz Stella Murgas.

Por su parte, el secretario Ejecutivo de ARPEL, Carlos Garibaldi, ratificó que como resultado de este memorando de entendimiento la conferencia de ARPEL, que reúne a las principales compañías de los sectores público y privado de América Latina, representantes de los gobiernos y actores clave de la región, se reunirán en Cartagena en el marco del Congreso de Naturgas 2024.

Las asociaciones acordaron centrarse en actividades para compartir conocimiento, buenas prácticas y lecciones aprendidas en todo lo referente al procesamiento, transporte, aprovisionamiento, distribución, desarrollo de mercados, GNL y nuevos usos y tecnologías del gas natural.

La IGU designó a Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, como presidente del Comité Global de Comunicaciones Estratégicas del organismo internacional para el periodo de 2022–2025. El anuncio lo realizó Li Yalan durante el Comité Ejecutivo de la IGU que se celebró a comienzos de noviembre en Lima, Perú.

4 de noviembre de 2022.   La Unión Internacional del GAS (IGU por su sigla en inglés) es una organización mundial fundada en 1931 en Vevey (Suiza), la integran 150 miembros de 80 países de los 5 continentes, que representan más del 90 por ciento del mercado mundial del gas.

Desde mayo de 2022, la presidencia de la IGU la lidera Li Yalan, primera mujer en llegar al cargo en representación de China, quien también es presidente de la junta directiva del Beijing Gas Group.

La Asociación Colombiana del Gas Natural (Naturgas) hace parte del organismo internacional desde 2012, adhesión que le ha permitido a sus afiliadas participar en la discusión de los temas clave de la industria a nivel internacional, con el fin de impulsar nuevas tecnologías e intercambiar buenas prácticas que le permitan a Colombia avanzar hacia una transición energética justa, ordenada y sostenible basada en el aprovechamiento del gas natural.

La IGU designó a Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, como presidente del Comité Global de Comunicaciones Estratégicas del organismo, para el periodo de 2022–2025. El anuncio lo realizó Li Yalan durante el Comité Ejecutivo de la IGU que se celebré la primera semana de noviembre en Lima, Perú.

“La dinámica global alrededor de la transición energética posicionó al gas natural como el energético estratégico para alcanzar los objetivos de abastecimiento y lucha contra el cambio climático. Trabajar de la mano de la presidente de la IGU durante este trienio nos permitirá hacer parte de conversaciones cruciales alrededor de temas coyunturales como la seguridad energética, acceso a la energía, descarbonización e incorporación de gases renovables a las economías”, expresó Luz Stella Murgas.

El Programa de Trabajo Trienal 2022-2025 de la IGU tiene como objetivo maximizar los beneficios del gas natural en el mundo, con foco en tres pilares: sostenibilidad de la industria, posicionamiento del energético para garantizar la transición a energías limpias, y lucha contra el cambio climático, para cumplir con los objetivos ‘net zero’ (reducción de emisiones de gases de efecto invernadero).

“Los pilares del trienio del IGU se asocian a los objetivos de la industria del gas natural en Colombia, que a su vez son los objetivos que se ha trazado el gobierno nacional. Estar liderando este comité nos permitirá aprovechar las experiencias internacionales para apoyar la construcción de iniciativas consistentes con las necesidades del país”, manifestó Murgas.

La participación de Naturgas en este comité directivo de la IGU será crucial para el intercambio de buenas prácticas, el posicionamiento de Colombia en escenarios internacionales y el relacionamiento entre gobiernos que construyan herramientas de política pública donde el gas natural sea eje de la transición energética.

Además, deja el camino trazado para que Colombia sea actor relevante en la 29ª edición de la Conferencia Mundial del Gas (29th World Gas Conference) que tendrá lugar en la ciudad de Pekín (China) a mediados de 2025.

Con una capacidad inicial de 100 millones de pies cúbicos diarios y una longitud de 289 kilómetros, el gasoducto entrará en operación a finales de 2024.

24 de octubre de 2022.   Canacol Energy Ltd. firmó un acuerdo con el consorcio Shanghai Engineering and Technology Corp. (SETCO) para construir el gasoducto de 289 kilómetros de longitud y 22 pulgadas de diámetro, desde la instalación de procesamiento de gas de Jobo (Córdoba) hasta Medellín.

Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, declaró: «La construcción de este gasoducto permitirá a Canacol enviar nuestro gas al mercado interior de Colombia y elevará nuestras ventas de gas por encima de los 300 millones de pies cúbicos (MMscfpd) en 2025. El proyecto también brindará seguridad energética a los clientes en el interior de Colombia, ya que los campos de gas de Ecopetrol ubicados allí comenzarán a declinar en 2024. Nos complace desempeñar un papel importante para garantizar una fuente de energía limpia a nuestros clientes a medida que Colombia ejecuta la transición hacia fuentes de energía menos contaminantes».

SETCO es un consorcio, basado en China, de construcción y fabricación de tuberías con experiencia en la construcción de importantes gasoductos en Asia y Medio Oriente. Según los términos del acuerdo, SETCO será responsable de pagar el 100% del costo de construcción del gasoducto y poseerá, operará y mantendrá el gasoducto.

Canacol no poseerá ni pagará ninguna parte de los costos asociados con el proyecto, incluida su construcción u operación. El único compromiso de la Corporación en virtud del acuerdo se limita a la ejecución de un acuerdo de transporte, mediante el cual Canacol pagará una tarifa fija por un cierto volumen de gas natural durante un cierto período de tiempo.

Canacol ya ha ejecutado dos contratos de venta de gas de 12 años por un volumen total de 75 MMscfpd que viajarán a Medellín a través del gasoducto, y actualmente está negociando contratos adicionales de venta de gas a largo plazo con clientes en el interior para garantizar que el nuevo gasoducto llene su capacidad inicial de 100 MMscfpd.

El gasoducto está programado para entrar en operación en diciembre de 2024. Canacol actualmente tiene una capacidad productiva de aproximadamente 250 MMscfpd y anticipa aumentar la capacidad a más de 300 MMscfpd, a través de la perforación de pozos adicionales y la ejecución de infraestructura antes de que el gasoducto entre en servicio.

El número de usuarios de gas natural en Perú llegó a 1.555.620 al cierre de 2021, un aumento del 25% respecto a los 1.244.172 de 2020. Más de 311.000 nuevas familias se conectaron durante el último año, lo que representa que cerca de 1.153.000 peruanos fueron beneficiados.

22 de octubre de 2022.   De acuerdo con las más recientes cifras, la cobertura de gas natural a nivel nacional en Perú se elevó al 14% al cierre de 2021, dos puntos porcentuales por encima del año anterior, según la VII edición del Informe del Sector Gas Natural en Perú, presentado por Promigas.

El crecimiento fue impulsado por los sectores residencial y comercial, que totalizaron 1.554.336 clientes el año pasado, un incremento interanual de 25%. Mientras que los clientes industriales ascienden a 893 (+6%); estaciones de servicio GNV a 344 (+2%), y generadores de energía a 47 (+9%).

“El gas natural contribuye a la reducción de la pobreza y la desigualdad, y es un vehículo de cambio social y crecimiento económico. Han pasado 18 años desde que se iniciaron los esfuerzos por la masificación del gas natural, contribuyendo al desarrollo del Perú y corroborando su importancia como pieza fundamental en la transición energética”, dijo el presidente de Promigas Juan Manuel Rojas.

“En los últimos cinco años se conectaron al servicio de gas natural cerca de un millón de clientes, beneficiando a 3,7 millones de peruanos del sector residencial y comercial. La cobertura efectiva de este servicio en Perú aumentó 8 puntos, alcanzando el 14%. Durante este período se llevó gas natural a 8 nuevos departamentos: 5 en el norte y 3 en el suroeste, a través de 3 nuevas concesiones de distribución: Norte, Suroeste y Piura”, agregó.

Asimismo, según el informe, el consumo de gas natural en el mercado interno ascendió a 673 millones de pies cúbicos por día (MPCD), 21,3% superior a los 555 millones de 2020. El avance se explica –principalmente– por el consumo en la generación de energía eléctrica, que alcanzó los 419 MPCD. Esta cifra significó el 62% del consumo total del mercado interno en 2021 y, además, fue superior en un 16% al consumo de los generadores en 2020.

Por su parte, el sector industrial consumió 169 Mpcd de gas natural (+35 %); el segmento GNC 60 MPCD (+27%); y los sectores residencial y comercial 25 MPCD (+10%).

Para acelerar la generalización del uso del gas natural, el informe recomienda adoptar una serie de medidas como la implementación de una tarifa nivelada en todo el país, que se aplica a todas las concesiones, o la eliminación de los subsidios a los combustibles fósiles como el GLP.

El informe reiteró la importancia y la necesidad de ampliar los recursos del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), que confirmó ser un aliado fundamental en la masificación del gas natural durante 2021, al materializar 824.794 conexiones domiciliarias ejecutadas en todo el país gracias a su programa BonoGas.

En cuanto al GNV, en el período 2017-2021, el país tuvo un incremento interanual del 3% en el número de vehículos convertidos a gas natural. Solo en 2021 se alcanzó la cifra de 20.500 vehículos, recuperando gran parte del terreno perdido en 2020 a causa de la pandemia. Debido a este comportamiento, 16 años después de la primera transformación, Perú registró 326.000 vehículos convertidos y 344 estaciones de servicio de GNC en 2021.

Este crecimiento está respaldado por el BonoGas, una ayuda que el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) otorga para financiar la transformación de vehículos a GNC con bajas tasas de interés.

El informe indica que Perú debe apostar por el gas natural, porque es un aliado clave en el proceso de la transición energética, ya que es la fuente energética que menos gases de efecto invernadero (GEI) genera para el planeta. 

Entre sus principales ventajas se encuentran: menores emisiones de CO2, y que no emite partículas sólidas que contaminen el aire, especifica el informe.

Fuente: Promigas

El nuevo sistema inicia en Bogotá, Cundinamarca y Boyacá y pretende extenderse a toda el área nacional. Esta nueva tecnología pone a Bogotá a la vanguardia en soluciones energéticas de alta eficiencia y a la altura de ciudades como Copenhague, Nueva York, Londres, París, Toronto, Estocolmo y Suecia.

20 de octubre de 2022.   La distribuidora de gas natural Vanti, en el marco del Congreso Colombiano de la Construcción 2022, lanzó al mercado un nuevo sistema que permitirá traer a las nuevas viviendas el servicio de calentamiento de agua sanitaria y calefacción de espacio a través de pequeños distritos térmicos que, mediante una Unidad de Transferencia de Calor (UTC), permitirán el intercambio de calor de agua caliente producida por la caldera en un circuito cerrado con el agua del acueducto.

El sistema permitirá ahorros significativos para los usuarios, si se compara con otras soluciones eléctricas: hasta un 70% en energía y hasta un 60% en consumo de agua.

Es así como los hogares podrán disfrutar de agua caliente de forma inmediata sin esperar unos minutos, lo que permitirá ahorro en el consumo de agua, además de no requerir rejillas de ventilación.

De acuerdo con Vanti, este nuevo sistema es de fácil operación, bajo mantenimiento y la calefacción la podrán tener con radiadores o pisos radiantes como en Estados Unidos y Europa.

A través de estas innovaciones, Vanti le apuesta a seguir fortaleciendo la ruta hacia la transición energética, la descarbonización y contribuyendo a la sostenibilidad del país.

Adicionalmente, Vanti lanza el servicio integral al constructor donde ofrecerá el diseño, la construcción y puesta en servicio de soluciones energéticas en un modelo comercial directo.

Para los constructores, esta nueva tecnología que llega al país les significará ahorros importantes ya que Vanti asumirá parte de la inversión. Esta nueva alternativa para los hogares inicia en Bogotá y luego se pondrá en marcha a nivel nacional, lo que pone a la capital a la vanguardia con ciudades como Nueva York, Londres, París, Toronto, Estocolmo y Suecia.

Finalmente, Rodolfo Anaya, presidente de Vanti, afirmó que: “con este nuevo sistema de calentamiento de agua y calefacción de espacios, Vanti continúa contribuyendo al cierre de brechas sociales permitiendo a más personas acceder a agua caliente y al confort del calentamiento de espacios, a la vez que le permitimos la modernización al país y un sistema sostenible a los constructores”.

Subir a la pasarela del mercado mayorista de gas natural puede, o no, según sea el caso, considerarse como una oportunidad para que las estaciones de servicios de GNCV se constituyan en comercializadores y de esa manera puedan aprovechar las oportunidades que brinda la regulación del mercado mayorista de gas natural.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

19 de octubre de 2022.   La posibilidad que una estación de servicio que comercialice gas natural comprimido para la movilización de vehículos automotores compre directamente gas a empresas como Ecopetrol u otro productor de gas, se fortalece con los cambios que la regulación propone para el mercado mayorista de gas natural.

No es cosa que sorprenda, porque de nuevo tiene poco, el hecho de que una estación de servicio compre gas para entregarlo a través de sus surtidores a vehículos convertidos o dedicados a gas natural.

Lo nuevo es que las estaciones de servicios tendrían que cumplir con las reglas de reporte, registro de contratos y cronogramas de comercialización que hoy cumplen empresas como EPM, Ecopetrol o Vanti, por mencionar algunas de las empresas relevantes que participan en las grandes ligas del mercado de gas natural.

La razón es que la CREG propuso que los comercializadores de GNCV se incluyeran dentro de los participantes del mercado mayorista de gas natural. Con lo cual, dejarían de ser compradores del mercado minorista en donde no se aplican las reglas de compra y venta de gas que gobiernan el mercado mayorista.

El cambio mencionado desencadena para las estaciones de servicio que comercializan gas natural comprimido vehicular el sometimiento a una serie de obligaciones, derechos y deberes.

Lo anterior invita, sin ambages, a identificar por parte de los comercializadores de GNCV las modalidades de contratos que se pueden celebrar en el mercado primario o secundario de gas. De igual manera, a identificar los mecanismos de comercialización que tendrían que utilizar para adquirir el gas con el cual brindan la atención comercial de sus usuarios finales.

Subir a la pasarela del mercado mayorista de gas natural puede, o no, según sea el caso, considerarse como una oportunidad para que las estaciones de servicios de GNCV se constituyan en comercializadores y de esa manera puedan aprovechar las oportunidades que brinda la regulación para ese tipo de participantes del mercado mayorista de gas natural.

*Socio fundador de OGE Legal Services

La GUÍA DEL GAS habló con Yeimy Báez, vicepresidente de Soluciones de Bajas Emisiones de Ecopetrol sobre los planes de la ‘Iguana’ en el sector de los gases combustibles.

10 de octubre de 2022.   Doctora Yeimy, de los planteamientos que ha hecho el gobierno en materia de política energética, ¿qué es lo que más le preocupa?

Antes de las preocupaciones quiero arrancar por las cosas buenas. El gobierno nacional, Ecopetrol y creo que todos los empresarios estamos de acuerdo en que nos enfrentamos a una crisis climática en la que es necesario actuar. Necesitamos abordar un dilema que no es fácil, que es descarbonizar al mundo, pero también tener energías que sean asequibles, yo creo que en eso estamos muy de acuerdo.

Me parece que las preocupaciones de todo el sector y también del gobierno están relacionadas con las velocidades, qué tan rápido lo vamos a hacer y todos los esfuerzos que estamos haciendo en Ecopetrol, en nuestros diálogos con el gobierno, en el sector del gas natural, están orientados a que nos pongamos de acuerdo en esa velocidad, que sea razonable para que no vayamos ni demasiado despacio, de tal forma que no abordemos la crisis climática, pero tampoco demasiado rápido, para que terminemos en una situación peor a la que estamos hoy.

Pero si bien se ha reconocido que el gas es el energético de la transición, el gobierno insiste en no firmar nuevos contratos.

Con los contratos que tenemos hoy en Ecopetrol de gas natural tenemos reservas de gas por diez años, eso es un primer tema; pero como lo mencionaba nuestro presidente, nosotros tenemos unos recursos potenciales por mucho más que eso. Para que se haga una idea, las reservas en Colombia son de tres terapiés cúbicos, y solamente el portafolio de Ecopetrol son 17 terapiés, entonces vamos paso a paso en esta conversación.

Yo creo que lo primero antes de hablar de nuevas áreas de exploración es que podamos desarrollar los descubrimientos que ya tenemos, y en eso creo que no hay ningún debate con el gobernó nacional. Ellos están de acuerdo en que los pozos que se han perforado y que dieron descubrimientos de gas se deben desarrollar, y eso solo ya es un gran reto, entonces enfoquémonos primero en eso y luego tendremos las conversaciones de nueva exploración.

El presidente Felipe Bayón dice que es posible que en esta década se tengan en superficie las moléculas de dos bloques costa afuera, ¿cuál es el plan para desarrollar esa provincia?

Lo primero que hay que decir es que estamos acompañados de los mejores a nivel mundial. El descubrimiento de Uchuva fue hecho con Petrobras, que tiene mucha experiencia en estos temas, y el pozo de Gorgon 2 fue hecho con Shell, que también tiene mucha experiencia. Esto arrancó con una estrategia no de hoy, sino de hace varios años, en la que nosotros sabíamos que hacerlo solos no era la mejor respuesta, hay que estar con los mejores, eso es algo que empezamos hace muchos años y que hoy nos está rindiendo frutos.

¿Qué hay que hacer?, hay que lograr que los casos económicos funcionen, poner en marcha un plan de perforación que va a tomar varios pozos más, pero esto hace parte de un proceso de maduración que va a tener unas inversiones mayúsculas en los siguientes años por parte de Ecopetrol y de sus socios.

Justamente, en cuanto a inversiones, ¿cuál es el plan de Ecopetrol en gas para los próximos años?

Solamente para gas tenemos un plan de 1.800 millones de dólares para el periodo 2022-2024. Estas son inversiones sin precedentes. Hacía 16 años que en Casanare no teníamos la actividad que estamos teniendo hoy (5 pozos exploratorios) y hacia 26 años que en Colombia no teníamos la actividad costa afuera que tuvimos este año (dos pozos perforados). Las inversiones son cuantiosas, hoy están rondando entre 500 y 600 millones de dólares en promedio año, que en comparación a lo que antes se hacía para gas estamos siendo totalmente disruptivos.

Pasando al tema del GLP, ¿van a aumentar producción y qué cantidad van a mantener para el mercado nacional?

El GLP que produce Ecopetrol viene básicamente de cuatro fuentes: la refinería de Cartagena, la de Barrancabermeja, y los campos Cuasiana y Cupiagua, principalmente; hay otras fuentes pequeñas, pero de esas cuatro viene la mayor cantidad.

La producción en general de gas combustible ha aumentado en los últimos años en Ecopetrol, y somos conscientes de que el GLP les llega a las personas más vulnerables. El 57% del GLP que produce Ecopetrol lo usan familias de áreas rurales y de los estratos 1 y 2. Nuestro compromiso es mantener esa producción. Así lo hemos hecho y anunciamos arrancando este semestre que íbamos a aumentar en 10% la producción, para pasar de 48.000 toneladas mes a cerca de 53.000 toneladas mes, y estamos cumpliendo con esos planes (el consumo nacional en el primer semestre de 2022 fue de 60.800 ton/mes).

Por supuesto, vamos a seguir produciendo GLP, desafortunadamente y de manera regulatoria estos contratos se hacen solo por seis meses, entonces tenemos esa visión contractual de seis meses, pero nuestro plan de producción se mantiene.

¿Cómo fue la experiencia con la reducción de precios al comercializador mayorista en el semestre pasado?

La reducción de precios del 30% que hizo Ecopetrol para el primer semestre de 2022 en GLP fue un esfuerzo importante, estamos hablando de más de 200.000 millones de pesos que Ecopetrol puso al servicio de las familias colombianas.

La experiencia tuvo resultados mixtos, pues mientras que la reducción de Ecopetrol fue del 30%, las familias vieron un alivio de entre el 8 y el 10%. Esto sucede porque es una cadena que está intermediada. Ecopetrol no le vende el cilindro al campesino, y en esa cadena hay muchos actores, que también tienen sus costos. Nosotros estamos esperando que el gobierno nacional tenga visibilidad de la problemática del GLP, para que como cadena podamos actuar en un marco muy diferente para este combustible, que es esencial para los más pobres de este país.

¿En ese tema, han avanzado con el nuevo gobierno?

Hemos hablado acerca de los subsidios, tanto Agremgas como Gasnova le han puesto sobre la mesa al gobierno nacional la necesidad de ampliar los subsidios para GLP, y nosotros desde Ecopetrol hemos hecho lo propio para mostrar la necesidad de hacer cambios regulatorios. Estamos muy optimistas que el gobierno nacional va a escuchar las peticiones de los gremios.

En el marco del Congreso de Naturgas que se realiza en Cartagena, el ministro de Transporte, Guillermo Francisco Reyes, anunció que la sobretasa del 5% con que se pretendía grabar al sector del gas antural, será retirada del proyecto de reforma tributaria que se discute en el Congreso.

6 de octubre de 2022.   “Tenemos que hacer la transición a energías limpias, y el gas natural es un socio, un aliado muy importante que ayuda en la tarea de cuidar el medio ambiente. Este es un anuncio que he traído, habiendo conversado con el ministro de Hacienda y con los ponentes en el Congreso. Esa sobretasa no va”, dijo el ministro.

Por su parte, la presidente de la Asociación Colombiana del Gas Natural (Naturgas), Luz Stella Murgas, señaló que “con esto se ratifica lo que el presidente Gustavo Petro dijo ayer en su discurso, en que este es el momento de gas natural, y que el gas tiene cabida en los sectores donde reduzca emisiones de CO2 y sea económicamente competitivo; es consecuente el anuncio del presidente y su mensaje que hoy nos trae el ministro de Transporte de eliminar la sobretasa a la extracción de gas natural en Colombia”.

“El gas natural es usado por 36 millones de colombianos en sus hogares, de los cuales 30 millones pertenecen a los estratos 1, 2 y 3; lo usan los pequeños comercios, el gremio de taxistas que se ganan la vida operando vehículos a gas natural, por lo que esta es una muy buena noticia para la reducción de la pobreza energética en el país”, concluyó Luz Stella Murgas.

Hocol anunció que el pozo Coralino-1 se perforó exitosamente e identificó la presencia de gas en el departamento de Córdoba.

6 de octubre de 2022.   Hocol, empresa del Grupo Ecopetrol, anunció la perforación exitosa del pozo Coralino-1, que evidencia la presencia de gas en varios niveles de la roca reservorio asociada a la Formación Ciénaga de Oro, principal roca productora del Valle Inferior del Magdalena.

El pozo Coralino-1 hace parte del contrato de Exploración y Producción suscrito entre Hocol y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) VIM-8, ubicado al suroriente de la cuenca del Valle Inferior del Magdalena (VIM), donde Hocol tiene una participación del 100%.

El pozo Coralino-1 está ubicado a 60 kilómetros al sureste de Montería, en jurisdicción del municipio de Pueblo Nuevo, departamento de Córdoba. La perforación de este pozo exploratorio identificó la presencia de gas en una estructura cercana al descubrimiento Arrecife en el bloque VIM 8.

El pozo Coralino-1 se perforó entre el 3 de agosto y el 1 de septiembre de 2022, alcanzando una profundidad total de 10.800 pies (3.292 metros). La interpretación petrofísica de los registros eléctricos y la información adquirida durante la perforación indican presencia de gas natural en varios intervalos de areniscas de la Formación Ciénaga de Oro Superior de edad geológica Mioceno, cuyo tope se encontró a 7.979 pies (2.432 metros).

Este resultado del pozo Coralino permitirá a Hocol avanzar en la evaluación del hallazgo. Actualmente se adelantan los trabajos para dar inicio al periodo de pruebas a seguir en los próximos meses, las cuales permitirán establecer la productividad del yacimiento y su viabilidad comercial.