Categoría: Gas Natural

La geopolítica mundial puso sobre la mesa nuevas agendas en todos los sectores. En materia energética se ha vuelto a hablar de la seguridad y la soberanía energética: retos para Colombia.

5 de mayo de 2022.   Durante la instalación del Foro Regulatorio Internacional, realizado por la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, se refirió a cinco desafíos que le quedan al próximo gobierno en materia de energía, especialmente en gas natural.

Mesa los denominó la ‘gestión de las cinco íes. Estos son:

1. Inflación: El ministro señaló que hay que enfrentar la inflación, que es un fenómeno mundial, dados los problemas logísticos globales y el incremento de los precios en los alimentos e insumos agropecuarios, que golpean a los más vulnerables. Recalcó que a marzo de 2022 la inflación en el país se situó en 8,5%, pero para los sectores de bajos recursos llegó a 10,6%. Por eso anunció que en mayo no habrá alzas en los combustibles.
2. Institucionalidad: Mesa señaló que el sector debe demandar que la institucionalidad se mantenga en el nivel técnico más alto posible, pues eso le da confianza a los actores, especialmente a las empresas de servicios públicos.
3. Innovación regulatoria: En este aspecto, el ministro señaló que hay mucho por mejorar de la mano del sector privado. “La regulación debe ser un habilitador y no un inhibidor”, dijo.
4. Infraestructura: Para tener una red interconectada, con bidireccionalidad y eficiente, ser debe ser más ágil y eficiente en las inversiones para lo cual se requiere mantener los incentivos regulatorios.
5. Inversión: Finalmente, Mesa mencionó que se deben mantener los incentivos tributarios, como la eliminación del IVA a las inversiones en el sector de gas natural. “El IVA debe ser un impuesto al consumo y no a la inversión”, dijo el ministro.

Seguridad energética

Frente al reto de la seguridad energética, Mesa señaló que en los tres años y nueve meses de gobierno se adjudicaron 69 nuevos contratos, del los cuales 66 son de Exploración y Producción y tres son TEAs.

En consecuencia, en 2022 las inversiones en exploración serán el doble de 2021, de las cuales el 50% tienen vocación de gas.

También señaló que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) avanza en otra ronda para adjudicar áreas, pero el proceso no alcanzará a culminarlo este gobierno, sino que se adjudicaría a finales del año por la próxima administración.

“Colombia es reconocida por la seguridad jurídica, por eso creemos que la próxima administración continúe con un proceso que cuenta con todos los marcos legales”, dijo el ministro.

Por su parte, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, dijo que Colombia es autosuficiente en gas natural, pero debe desarrollar sus recursos tanto de no convencionales como las de la región Caribe, pues con ellas el país puede pasar de 7,7 años de autosuficiencia a más de cien años, lo que garantizaría la transición energética y abriría las puertas a la exportación.

Luego de años de críticas por las demoras en la regulación tarifaria por parte de la CREG para los diferentes eslabones de la cadena del gas natural, el regulador parece estar poniéndose al día.

4 de mato de 2022.   Jorge Valencia, director de la Comisión de Energía y Gas (CREG), efectivamente reconoce que “durante algunos años tuvimos algunas demoras, pues el sector de gas tiene múltiples actores.” Sin embargo, menciona que ya se aprobó hace cerca de seis meses la metodología de transporte de gas, que era una de las que tenía mayor rezago, y que próximamente se comenzarán a publicar los cargos aprobados mediante la ultima metodología vigente.

El funcionario también señaló que se acaba de aprobar la metodología del cargo de comercialización en la actividad de comercialización de gas, y se tienen sobre la mesa propuestas para modernizar el mercado mayorista de gas, también el tema de la fórmula tarifaria a usuarios finales en cuanto al costo de la prestación del servicio. “Hay múltiples resoluciones que están saliendo que nos empiezan a poner al día en materia de gas”, dice.

En cuanto a la adopción de las recomendaciones que hizo la Misión de Transición Energética, Valencia asegura que se están evaluando varios temas, uno de ellos es migrar la metodología de transporte de gas a otros esquemas, particularmente el mencionado por los expertos de exit-entry.

“Nosotros estamos estudiando para que el próximo periodo tarifario tenga las señales que correspondan, si las señales es migrar a esa metodología pues lo haremos, o si hay alguna otra que cumpla mejor con lo que requiere el país, pues adoptaremos lo que corresponda o lo adoptará la comisión que esté en su momento”, dice.

Dado que la metodología de transporte de gas se acaba de aprobar, estará vigente durante 5 años, por lo que en ese periodo se evaluarán los cambios.

Para dinamizar más el mercado, Valencia señaló que “estamos proponiendo temas de modernización del mercado mayorista y también se vienen haciendo trabajos con la regulación del sector eléctrico, para dar señales de incentivo a la contratación de largo plazo con fuentes de suministro de gas. También hay una serie de medidas que la Comisión, en el caso de usuarios finales, tiene sobre la mesa como la propuesta de cambiar el concepto de usuario no regulado, para que sea más por actividad económica que por volumen, la cual ya está publicada para consultas.”

Finalmente, en cuanto al GLP, señaló que se está trabajando en la revisión de la metodología del costo de compra del distribuidor al mayorista, que en este caso es Ecopetrol, que es el que único que se regula, pues el resto del mercado es libre. “En esa regulación del ‘G’ del ingreso de Ecopetrol estamos trabajando en una metodología, ya se hicieron los comentarios y esperamos en los próximos meses sacar una resolución definitiva al respecto”, concluyó.

El pozo costa afuera de La Guajira será realizado por Petrobras, socio operador en el bloque Tayrona donde Ecopetrol tiene el 55,56% de participación. Se busca probar una estructura de hidrocarburos.

4 de mayo de 2022.   Ecopetrol informó que iniciaron las labores de perforación del pozo Uchuva-1, ubicado en el Caribe colombiano a una profundidad de aguas aproximada de 837 metros, a unos 32 kilómetros de la costa del municipio de Palomino del departamento de La Guajira.

El pozo, que está a 80 kilómetros del campo de gas Chuchupa (Hocol), es operado por Petrobras y hace parte del bloque Tayrona y tiene como propósito investigar el potencial exploratorio de una nueva área.

La operación se realizará desde una plataforma tipo semi-submergible.

La CREG publicó para comentarios nuevas reglas para la clasificación de los usuarios no regulados. A partir de estas reglas se refuerza la libertad que tiene un usuario para elegir a su comercializador de gas natural, se establecen flexibilidades para que un consumidor se clasifique como usuario no regulado independiente de su consumo y se establecen tiempos de permanencia mínima bien como usuario regulado o como usuario no regulado.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

29 de abril de 2022.   La propuesta presentada por la Comisión de Energía y Gas (CREG) clasifica a los usuarios no regulados tanto por consumo como por actividades. En esta última clasificación se propone que, independientemente del nivel de consumo, la comercialización de GNCV, la comercialización de GNCV a sistemas transporte terrestre masivo de pasajeros, los distritos de riego, la generación de energía termoeléctrica a partir de gas natural, la autogeneración y cogeneración de energía a base de gas natural y los distritos térmicos se considerarán usuarios no regulados.

Como se observa, hay un apalancamiento positivo para los recursos energéticos distribuidos que utilicen gas natural, lo cual favorece algunos proyectos que desarrollan generación de energía detrás del medidor. Es un innegable fomento para la masificación del gas natural. 

En lo que tiene que ver con nuevas obligaciones a cargo de los comercializadores de gas natural, se establece que deberán incluir en un lugar visible en su página web un enlace en el que, únicamente, se publique información actualizada que incluya: Un enunciado claro y conciso que informe sobre el derecho que le asiste al usuario a elegir libremente su comercializador.

Esta obligación solo aplica para los comercializadores que atienden usuarios. De esta obligación estarán exentos los comercializadores puros que solo intermedian en transacciones con otros participantes del mercado de gas.

En cuanto al gestor del mercado, en esta propuesta y en la que está para comentarios en la Resolución CREG 226 de 2021, se observa como día a día se fortalece el rol relevante que cumple el gestor. En esta ocasión, un cambio interesante es que el cambio de comercializador de gas será por medio del gestor del mercado, muy parecido a como ocurre en el mercado de energía eléctrica.

Otro punto de interés, y que desde la academia se ha mencionado desde hace un buen tiempo, es la necesidad de que la regulación de gas natural defina un contenido mínimo del paz y salvo que debe entregar el comercializador cuando un usuario elige ser atendido por otro comercializador.

Algo que falta, pero que seguramente pronto llegará, porque también se ha planteado desde la academia, es la implementación de la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado a los comercializadores de gas.

*Socio fundador de OGE Legal Services

Ambos países se han negado a pagar las entregas en rublos.

27 de abril de 2022.   El gigante gasístico ruso Gazprom confirmó que ha suspendido “por completo” el suministro de gas a Polonia y Bulgaria por no haber pagado las entregas en rublos.
“Gazprom ha suspendido por completo el suministro de gas a Bulgargaz (Bulgaria) y PGNiG (Polonia) por impago en rublos”, indicó la empresa controlada por el Estado ruso en un comunicado difundido en su cuenta de Telegram.
Bulgaria y Polonia adelantaron el martes que Gazprom cortaría el gas a estos dos países a partir de este miércoles.
“Al final del 26 de abril, Gazprom Export no recibió pagos por suministros de gas en abril de Bulgargaz y PGNiG en rublos como establece el decreto del presidente de la Federación Rusa del 31 de marzo”, señaló la compañía. La mayoría de los países europeos se han negado a pagar en rublos a Rusia.
“Los pagos por el suministro de gas a partir del 1 de abril deben realizarse en rublos utilizando los nuevos requisitos, sobre los cuales se informó a las contrapartes de manera oportuna”, recalcó al respecto Gazprom.
“En este sentido, Gazprom Export notificó a Bulgargaz y PGNiG de la suspensión del suministro de gas a partir del 27 de abril hasta que se realice el pago de acuerdo con el procedimiento establecido por el decreto” de Putin, añadió.
La gasera rusa advirtió además a Sofía y Varsovia de que “Bulgaria y Polonia son Estados de tránsito y en caso de retirada no autorizada de gas ruso de los volúmenes en tránsito a terceros países, los suministros para el tránsito se reducirán en este volumen”.
El presidente ruso, Vladímir Putin, ordenó a finales de marzo que los países “inamistosos”, entre ellos EEUU, Canadá, el Reino Unido y todos los Estados miembros de la Unión Europea (UE) -en la que el gas ruso supone el 40 % del consumo- paguen los suministros en rublos debido a las sanciones occidentales a transacciones en divisas con Rusia por su campaña militar en Ucrania.
El mecanismo ideado por Rusia establece que esos países considerados hostiles deben abrir una cuenta especial en rublos y otra en divisa en Gazprombank.
La idea de Putin era que el banco ruso recibiría el pago en la divisa especificada en el contrato de suministro de gas, el euro o el dólar, y luego lo convertiría en rublos en el mercado de divisas de Moscú, el MICEX, y lo depositaría en la cuenta de rublos del comprador.

Tomado de: elperiodicodelaenergia.com

La CREG invita a la ciudadanía y a los agentes a la construcción de las disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro de gas natural que se realicen en el Mercado Mayorista.

25 de abril de 2022.   La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se encuentra en la construcción de la resolución definitiva que reglamenta los aspectos comerciales del suministro en el mercado mayorista de gas natural.

Para la expedición de la resolución definitiva, la CREG publicó en la página electrónica de la entidad (www.creg.gov.co), tanto la Resolución CREG 226 de 2021, como su documento de soporte 188 de 2021, que contiene las propuestas de dicha reglamentación, para que la ciudadanía, los agentes, autoridades y gremios en general participen en las propuestas de dicha normatividad.

La resolución en consulta, entre otras cosas, separa los mecanismos de comercialización, creando nuevos productos que se ajusten mejor a los requerimientos específicos de los usuarios.

La normatividad también realiza ajustes para incentivar la colocación de una mayor oferta de gas natural en Colombia, aumentar la flexibilidad en la contratación y establecer un mecanismo que permita a los agentes que atiendan a los usuarios que forman parte de la Demanda Esencial, tener acceso a los contratos de suministro de gas natural.

Los agentes pueden enviar comentarios sobre la propuesta hasta el 12 de mayo de 2022.

Para más información de la cadena de la prestación del servicio de gas natural puede revisar el video explicativo: https://www.youtube.com/watch?v=wHY2cACfoyk

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) aprobó el Programa Anual de Promociones 2022 (PAP), que permitirá utilizar los recursos del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) en los programas destinados a ampliar el acceso universal al suministro de energía y la energización rural.

21 de abril de 2022.   La resolución, firmada por el ministro Carlos Palacios Pérez, establece que se incluya en el PAP los programas para la masificación de gas natural en todas las concesiones a nivel nacional, proyectos para la ampliación de la frontera energética, la compensación a las empresas de distribución de electricidad por la aplicación del Mecanismo de Compensación de la Tarifa Eléctrica Residencial, entre otros, con un financiamiento que supera los 1.131 millones de soles (más de 300 millones de dólares).

De esta inversión, se destinarán este año casi 20 millones de dólares para el Programa de Promoción de Vehículos a GNV a nivel nacional ‘Ahorro GNV’. Esto beneficiará a 24.771 nuevos propietarios de vehículos de las regiones de Lima, Callao, Ica, Lambayeque, Piura, Áncash, La Libertad, Junín, Cajamarca y Cusco.

Fuente: Minem

Con los nuevos bloques adquiridos en el Valle Medio del Magdalena, la compañía amplía su capacidad de prospección y se consolida como el mayor productor independiente de gas natural en Colombia.

12 de abril de 2022.   Canacol quiere seguir posicionándose como el segundo mayor productor de gas natural en Colombia, después del Grupo Ecopetrol. Su más reciente reporte auditado da cuente de que al 31 de diciembre de 2021, la petrolera canadiense cuenta con recursos prospectivos entre 7,6 y 20,5 terapiés cúbicos (Tpc). Cabe resaltar que las reservas probadas actuales de Colombia son de 2,9 Tpc.

Las cifras, emitidas por la firma Boury Global Energy Consultants (BGEC), demuestran el amplio potencial exploratorio que tiene la compañía en gas natural convencional.

Canacol cuenta actualmente con once contratos exploratorios, cinco en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena (VIM), cinco en el Valle Medio del Magdalena (VMM) y uno en Sinú San Jacinto (SSJN), donde tiene identificadas 178 locaciones futuras de perforación.

La compañía anunció que durante 2022 perforará 12 pozos totales, de los cuales 8 son exploratorios. Así, luego de constituirse en el mayor productor en la cuenca del VIM, con un aproximado de 200 millones de pies cúbicos diarios, ahora se dirige a conquistar el VMM, con el primer pozo exploratorio: Pola-1, ubicado en el bloque VMM-45, uno de los cinco bloques que Canacol adquirió en las rondas de los últimos tres años.

De acuerdo con Mark Teare, vicepresidente Sénior de Exploración, «el exitoso programa de exploración de gas de la Corporación se ha potenciado mediante el uso de tecnologías de adquisición y procesamiento sísmico 3D. En la cuenca VIM, la aplicación de la metodología Amplitude Versus Offset (AVO) para investigar la presencia de reservorios areniscos cargados de gas, ha reducido significativamente el riesgo en el resultado de nuestros pozos de exploración en ambos tipos de play claves para la Corporación: la Formación Ciénaga de Oro (CDO) y la Formación Porquero.”

Efectivamente, desde 2014, Canacol ha logrado un éxito significativo en sus programas de perforación exploratoria y de desarrollo dentro del play CDO, con 23 de 29 pozos de exploración donde ha encontrado gas, con una tasa de éxito del 79%, y una tasa de éxito del 100% en los 11 pozos de desarrollo perforados.

Por su parte, en Porquero, desde 2016 ha logrado un éxito del ciento por ciento en su programa de perforación de exploración, en los seis pozos perforados en este play.

Si bien Canacol se ha consolidado como el mayor productor de gas del VIM, todo indica que sus taladros se dirigirán ahora al VMM, pues de los 7,6 Tpc auditados, 6,5 se encuentran en esta cuenca.

“Para la oportunidad exploratoria de los bloques en la cuenca del VMM, Canacol ha identificado plays de gas natural convencional dentro del Cretácico, que se madurarán mediante estudios geológicos, el reprocesamiento de la sísmica 2D y 3D existente, adquisición de nueva sísmica y la perforación dentro los próximos tres años”, señaló la compañía.

Para la cuenca VIM, los prospectos y leads se encuentran dentro de 50 kilómetros de distancia de las facilidades centrales de procesamiento en Jobo (Córdoba), las cuales pueden ser ampliadas de acuerdo con lo requerido. Mientras que para la cuenca VMM, los bloques de la Corporación están ubicados cerca de la infraestructura existente de TGI, lo cual ofrece acceso a los mercados del interior del país.

Durante el segundo mes del año se comercializaron 1.078,81 millones de pies cúbicos por día (mpcd) de gas en el país, 5,47% más que el mes anterior. Por su parte, la producción fiscalizada de petróleo durante febrero fue de 739.542 barriles promedio día (BOPD)

1 de abril de 2022.   En febrero de 2022 la producción mensual de gas comercializado de Colombia fue de 1.078,81 millones de pies cúbicos por día (mpcd), lo que representó un aumento del 5,47% en comparación con el mes anterior cuando fue de 1.022,86 mpcd.  

De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, el aumento en la producción de gas comercializado en Colombia se dio por la entrada en operación de nuevos pozos en los campos Pendare y Pauto Sur, más el restablecimiento de la producción en los campos Índico, Castilla y Andina.

Ahora bien, en comparación con febrero de 2021 (1.149,43 mpcd), la disminución en la producción de gas fue de 6,14%.  

Por otra parte, la producción fiscalizada de petróleo de Colombia fue de 739.542 barriles promedio día (BOPD) durante febrero pasado, lo que representó una disminución de 0,84% en comparación con el mismo mes de 2021.

La disminución en la producción de crudo se explicó por problemas de orden público, fallas de ingeniería y facilidades que afectaron los campos de Cantagallo-Bolívar, Puerto Gaitán, Acacias y Guamal-Meta y Villa Nueva-Casanare. 

Según información presentada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la producción de petróleo en febrero de este año bajó 0,11% con respecto al mes anterior cuando fue de 740.381 BOPD.

Los campos en los que se evidenció la mayor reducción en la producción de petróleo fueron Yariguí-Cantagallo (Cantagallo-Bolívar), Rubiales (Puerto Gaitán-Meta), Akacías (Acacias/Guamal-Meta) y Akira (Villa Nueva-Casanare).   

Para finalizar, en febrero de 2022 se perforaron 50 pozos, de los cuales 48 eran de desarrollo y 2 exploratorios. Esta cifra representa casi el doble de pozos perforados en febrero del 2021 cuando se perforaron 28.

En 2020 cambiaron sustancialmente las reglas para la comercialización de capacidad de transporte de gas natural. En 2022 el turno llegó para la comercialización de suministro de gas natural en el mercado mayorista, a partir de unos cambios sustanciales propuestos por la CREG y de los cuales se destacan los siguientes 10 aspectos:

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

4 de abril de 2022.   Primer aspecto: La comercialización de gas que requiera logísticas especiales como el gas natural licuado (GNL) o el gas natural comprimido (GNC) desde fuentes de suministro nacionales o a través de importaciones se podrá realizar en cualquier momento del año, mediante negociación directa y sin someterse a las modalidades de contrato de suministro establecidas en la regulación.

Segundo aspecto: Se aumenta la base de contratos que pagan el ingreso regulado al Gestor del Mercado, con lo cual amplían los sujetos pasivos de este pago. De dos modalidades de contratos se pasa a siete contratos que deberán empezar a pagarle al Gestor del Mercado por sus servicios.

Tercer aspecto: Se incluye una nueva modalidad de contrato, el de suministro firme al 80% (CF80). Esta nueva modalidad solo sería utilizable en el mercado primario del mercado mayorista.

Cuarto aspecto: Se pueden prorrogar las condiciones de los contratos ya suscritos sin que estos se vean afectados por los nuevos cambios. Lo anterior siempre que con esos contratos se esté atendiendo demanda esencial.

Quinto aspecto: Se fortalece el cuidado regulatorio a la demanda esencial, lo anterior se observa en el aumento de contratos que en adelante deben contar con respaldo físico para poder comercializar la molécula de gas con el objeto de atender demanda esencial.

Sexto aspecto: Se fortalecen las reglas para la comercialización a través de los contratos con interrupciones a través de negociaciones directas. Por ejemplo, en cuanto a su duración mínima, modificación del precio y reporte ante el Gestor del Mercado.

Séptimo aspecto: A la modalidad de contrato opción de compra de gas, también conocida como OCG, se les empezará a exigir respaldo físico. Esta exigencia no se encontraba en las anteriores definiciones de esta modalidad de contrato.

Octavo aspecto: Se incluye una definición de gas natural licuado, GNL. Si bien en algunas resoluciones anteriores, por ejemplo, en la resolución CREG 202 del 2013, se hizo referencia al GNL, veo positivo que en las resoluciones de los aspectos comerciales se incluya una definición sobre este tipo de gas natural.

Noveno aspecto: Se incluyen definiciones de infraestructura de importación e infraestructura de regasificación. Nunca antes se había hecho tanta referencia a la importación, regasificación y al gas natural licuado.

Décimo aspecto: Para efectos de la comercialización del gas natural que se requiera exclusivamente para la puesta en operación de Infraestructura de Importación de Gas, podrán ser comercializados directamente, y en cualquier momento y bajo cualquier modalidad de contratación de suministro permitida para el mercado primario.

*Socio fundador de OGE Legal Services