Categoría: Gas Natural

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

Durante 2021, Promigas logró la consolidación del gas natural como el energético de la confiabilidad. En 2022 espera invertir 100 mil millones de pesos en energías limpias y eficientes para avanzar en la ruta hacia la descarbonización de sus negocios.

23 de marzo de 2022.   En su informe anual de gestión, Promigas publicó los logros en su estrategia de sostenibilidad y presentó los desafíos para avanzar hacia la descarbonización propuesta en su estrategia 2030. 

Con una utilidad neta de 1,15 billones de pesos, Promigas superó un año complejo para el sector energético por los rezagos de la pandemia, y se adaptó a las necesidades cambiantes de los mercados, de sus clientes, de sus colaboradores y de las comunidades donde opera en Colombia y Perú.

En 2021 Promigas se consolidó como referente en la región. Standard & Poor’s incluyó a la Compañía en su Anuario de Sostenibilidad de 2021, que reconoce al 15% de las compañías con mejores estrategias medioambientales, sociales y de gobierno corporativo.

Como parte de su objetivo de contribuir a una transición energética gradual y responsable, Promigas abrió nuevos sistemas de autogeneración y cogeneración de energía y se inauguraron varios parques solares finalizando el 2021 con 11,4 MWh operando y 6,10 MWp en construcción.

Así mismo fomentó el transporte de carga ambientalmente amigable con la entrada en operación de más de 100 tractocamiones dedicados a gas natural vehicular (GNV), siendo la flota más grande de vehículos funcionando 100% a gas en Colombia y América Latina, evitando así 3.607 toneladas de emisiones de CO2.

Además, Promigas consolidó varias iniciativas para la protección de la naturaleza en las áreas de influencia de sus proyectos. Con una inversión de $12.000 millones, la Compañía conservó y restauró 185 hectáreas del Bosque Seco Tropical en Bolívar, publicó más de 117.000 datos de diversidad y fauna, y se unió al Programa Nacional de Carbono Neutralidad del Ministerio de Ambiente.

Promigas invertirá en 2022 $100.000 millones en fuentes limpias y eficientes, a fin de reducir la huella de carbono y avanzar en la ruta de descarbonización de sus negocios con gases verdes, como el hidrógeno, al igual que con energía solar fotovoltaica.

De hecho, el pasado 18 de marzo, siguiendo el camino hacia la transición energética, Promigas inauguró en Cartagena su proyecto piloto de Hidrógeno Verde, el primero de este tipo en Colombia y América Latina.

Con este proyecto, la compañía producirá e inyectará hidrógeno, que para muchos es “la energía del futuro”, en su red de distribución de gas natural, reduciendo la huella ambiental de su operación al evitar emisiones de 6 toneladas de CO₂ anuales en la primera etapa. 

Energía que impulsa el desarrollo

En 2021, la compañía también trabajó por generar bienestar para el entorno y contribuir al progreso de las regiones donde opera. De hecho, destinó más de $37.000 millones en gestión social para fortalecer el desarrollo en los territorios y retribuir a las más de 200.000 personas en las comunidades de influencia.

Así mismo, en 2021 Promigas superó los 5,4 millones de usuarios de gas natural entre Colombia y Perú, entre ellos 3.684 nuevos beneficiarios del servicio domiciliario con el inicio temprano de operaciones en la Región de Piura, norte de Perú.  

Además, en Colombia facilitó el acceso a servicios públicos y a infraestructura comunitaria (escuelas, canchas, vías y acueductos, entre otras) para mejorar la calidad de vida de las comunidades.

“Para este año queremos seguir a la vanguardia en la transición energética en América Latina, apalancados en la innovación que nos permite renovar productos, operaciones y servicios año tras año. Los logros de 2021 nos obligan a pensar en grande, y con el nuevo plan de inversiones aprobado para 2022, por casi un billón de pesos, queremos consolidar nuestras políticas de sostenibilidad actuales e incursionar en nuevas iniciativas de transición energética que lleven a la compañía al siguiente nivel”, concluyó Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas.

Fuente: Promigas  

Canacol Energy presentó sus resultados financieros y operativos al 31 de diciembre de 2021, así como sus reservas convencionales de gas natural.

19 de marzo de 2022.   Los volúmenes de ventas contractuales de gas natural de Canacol aumentaron un 10% al cierre de 2021, en comparación con el año anterior. Efectivamente, durante el año pasado la petrolera canadiense vendió un promedio de 181,4 millones de pies cúbicos estándar por día (“MMscfpd”), ferente s los 171,6 MMscfpd de 2020.

El repunte se debe principalmente al aumento de las ventas de contratos en firme y ventas en el mercado interrumpible como resultado de menos restricciones de la pandemia de COVID-19.

Así, los ingresos totales de gas natural, netos de regalías y gastos de transporte, aumentaron un 1% a 243,4 millones de dólares en 2021, frente 240.3 millones de dólares en 2020, atribuibles a un aumento en la producción de gas natural.

Por su parte, el EBITDAX aumentó en 2021 4% con 194,4 millones de dólares, frente a los187,5 millones de 2020. La Corporación obtuvo un ingreso neto 15,2 millones de dólares al 31 de diciembre de 2021, frente a una pérdida neta de 4,7 millones en 2020.

No obstante, las reservas probadas (1P) se redujeron un 14.8% al pasar de 394.793 millones de pies cúbicos a 236.023 millones de pies cúbicos.

Perspectivas

Para lo que resta de 2022, Canacol está enfocada en los siguientes objetivos:

1) Perforación de hasta doce pozos de exploración y desarrollo en un programa que apunta a una tasa de reemplazo de reservas 2P de más del 200%;

2) La adquisición de 470 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en el bloque VIM-5 para ampliar el inventario de prospectos de exploración;

3) Adquisición de equipos de facilidades en alquiler y la instalación de compresión de gas para reducir el costo operativo y aumentar los factores de recuperación, respectivamente;

4) Selección de un contratista para el nuevo gasoducto Jobo – Medellín que agregará 100 MMscfpd (con potencial de expansión de hasta 200 MMscfpd) de nuevas ventas de gas al interior a finales de 2024.

5) Continuar el retorno de capital a los accionistas vía dividendos y recompras de acciones ordinarias; y

6) Continuar con el compromiso de la Corporación en su estrategia ESG y en alcanzar intensidades de emisiones de GEI de alcance 1 y 2 que sean al menos un 40% más bajas en promedio que sus pares enfocados en gas (y 90% más bajas en promedio que sus pares enfocados en petróleo) en América.

Fuente: Canacol

En el marco de la Política Energética Nacional 2010-2040, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) y el Gobierno Regional (GORE) del Cusco suscribieron un Convenio de Cooperación Interinstitucional, para concretar la masificación del gas natural en la región, así como en otras zonas del sur de Perú.

17 de marzo de 2022.   Entre los principales aspectos del convenio se destacan el compromiso de desarrollar el Proyecto del Sistema Integrado de Transporte de Gas Zona Sur del País (SITGas), que implementará gasoductos regionales hacia las localidades de Quillabamba, Sicuani, Cusco, Calca y Anta, a partir de los cuales se podrán tender redes de distribución de gas natural en dichas ciudades.

En tanto se lleve a cabo este desarrollo, el acuerdo fija compromisos del GORE y el Ejecutivo para desarrollar proyectos de masificación empleando GNC y GNL para uso vehicular, residencial, comercial e industrial.

“Con este convenio entre el MINEM y el Gobierno Regional fortalecemos la masificación del gas natural, que es el gran proyecto nacional del gobierno del presidente Pedro Castillo. Seguiremos apoyando a nuestros hermanos de Cusco para su desarrollo”, dijo el ministro Carlos Palacios.

El titular del MINEM agregó que la masificación de este combustible limpio y económico, representará un gran apoyo para las familias de menores recursos, para los transportistas y para la pequeña industria de las regiones del sur del país, como Cusco y Ucayali, Ayacucho, Huancavelica, Junín, Apurímac y Puno, en esta primera etapa. 

Poe su parte, el viceministro de Hidrocarburos, Rafael Reyes comentó que el convenio también señala que el MINEM promoverá las conversiones de vehículos livianos y pesados a GNV mediante los programas del FISE, mientras que el GORE Cusco se compromete a aportar el 50% de los recursos necesarios para la ejecución de los proyectos de masificación de gas natural que se realicen en la región.

Fuente: MINEM

Además, el margen Ebitda fue del 78,2% al finalizar el año anterior.

10 de marzo de 2022.   La Transportadora de Gas Internacional (TGI), filial del Grupo Energía Bogotá, presentó sus resultados del 2021 con una Utilidad Neta del 28% por encima de la proyección inicial y un margen EBITDA de 78,2%, que representa un crecimiento del 1,1% del margen del año anterior. Pese a una caída prevista de ~20% en los ingresos, logró reducirla en 3 puntos porcentuales gracias a la gestión comercial, y eficiencias en costos y gastos.

La compañía incrementó la demanda en cerca de 12,6 millones pies cúbicos día (MPCD) a través de iniciativas orientadas al uso de gas natural en la industria y la incorporación de 650 vehículos dedicados, cerrando así el año con 516 MPCD transportados, lo cual le confirma como la primera transportadora de gas natural en el país, con el 56% de participación de mercado.

Logros en gestión sostenible

Además de ser la única empresa colombiana presente entre las 18 participantes a nivel mundial en la Evaluación de Sostenibilidad Corporativa de S&P Global, categoría empresas prestadoras de servicios de transporte y almacenamiento de gas, TGI ocupó el segundo puesto e ingresó al Anuario de Sostenibilidad.

También fue reconocida por la Veeduría Distrital entre las entidades y empresas del Distrito ocupando el primer lugar en Gobierno Corporativo y Derechos humanos y el tercer lugar en cultura de la integridad.

“Los resultados que presentó TGI son la muestra del proceso de transformación que afronta y que permitirá su sostenibilidad en el largo plazo, no solo desde la perspectiva financiera sino en todos los frentes”, dijo Mónica Contreras, presidente de la empresa.

En cuanto a los retos y desafíos del 2022, la filial del GEB tiene entre sus prioridades continuar con el enfoque de protección de márgenes, a través de eficiencias operativas y mayores ingresos, y a la vez madurar las iniciativas de su estrategia de negocio.

Así las cosas, TGI desarrollará en el eje ambiental la hoja de ruta por su descarbonización, comprometiéndose a reducir el 50% de sus emisiones de GEI al 2030 y llegar a ser una compañía carbono neutral en el 2050, alineada con las metas del país.

Fuente: TGI

En Colombia la comercialización del gas natural tomó fuerza e independencia a partir de 2013. A continuación algunos aspectos fundamentales sobre la misma.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

2 de marzo de 2022.   Iniciemos mencionando que un comercializador de GLP puede ser a la vez comercializador de gas natural. Veamos doce puntos sobre la comercialización.

Primero: El año del gas inicia el 1 de diciembre y termina el 30 de noviembre. Esto a la vez define la fecha en los contratos de comercialización de gas.

Segundo: La comercialización puede ser desarrollada a través de varios esquemas, entre los que se destaca la comercialización entre participantes en el mercado mayorista. Otro esquema es la comercialización con destino a la demanda final, la cual se desarrolla en el mercado secundario o minorista. La comercialización a la demanda final puede ser desarrollada por un comercializador que tenga asociada la actividad de distribución de gas o un comercializador independiente.

Tercero: Por regla general, la comercialización de gas no se puede realizar en cualquier momento del año, debe cumplir un cronograma.

Cuarto: Para realizar transacciones de gas el interesado debe estar registrado ante el Gestor del Mercado de Gas.

Quinto: Cada vez que se celebra un contrato de suministro de gas este debe ser registrado, de lo contrario el contrato no tiene validez para la regulación del mercado gasífero en Colombia.

Sexto: La comercialización puede ser con gas local o con gas natural importado, pero el comercializador de gas local es diferente al comercializador de gas natural importado.

Séptimo: Algunos contratos de comercialización de gas deben contar con respaldo físico. Lo cual implica que el productor debe contar con producción y el transportador con disponibilidad de capacidad de transporte.

Octavo: Si la comercialización de gas se realiza con destino a usuarios regulados se debe solicitar a la CREG aprobación de cargos para la comercialización o acogerse al cargo que esté aprobado para el mercado en el cual se desea prestar ese servicio.

Noveno: La transformación del gas, bien a través de la compresión o la licuefacción, no cambia las disposiciones regulatorias para la comercialización. Quizá impacta la dinámica de precios, pero no las disposiciones regulatorias de la comercialización.

Décimo: Para desarrollar la comercialización no se requiere aprobación previa por parte de las instituciones del mercado. Situación diferente es que se debe surtir unos avisos y adelantar un registro.

Undécimo: El comercializador de gas debe respaldar sus transacciones a través de prepago o carta de crédito stand by.

Duodécimo: La comercialización de gas tiene un reglamento y no es el que está consagrado en las resoluciones CREG 185 y 186 de 2020.

*Socio fundador deOGE Legal Services

Se inicia así el proceso de construcción de la obra de transporte de gas natural más importante en Argentina de las últimas cuatro décadas.

24 de febrero de 2022.   El Gobierno argentino llamó a licitación este miércoles para la construcción de la primera etapa de un gasoducto troncal desde la formación shale de Vaca Muerta, una de las más importantes del mundo de hidrocarburos no convencionales.

La licitación, publicada en el Boletín Oficial, está a cargo de Integración Energética Argentina Sociedad Anónima (IEASA), empresa pública que gestiona proyectos y obras de infraestructura energéticas, como había confirmado una resolución anterior del Gobierno.

La construcción del gasoducto troncal desde Vaca Muerta es una obra clave para revertir el déficit energético del país sudamericano.

“Se inicia así el proceso de construcción de la obra de transporte de gas más importante en nuestro país de las últimas cuatro décadas”, dijo el secretario de Energía, Darío Martínez. 

El funcionario señaló que, una vez finalizada, la obra permitirá transportar diariamente hasta 44 millones de metros cúbicos de gas.

La licitación busca adquirir 656 kilómetros de tuberías para la construcción de la primera etapa del proyecto.

El gasoducto partirá desde Tratayén, en la provincia de Neuquén, y atravesará las provincias de Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, hasta llegar a Santa Fe.

La construcción requerirá, en una primera etapa, unos 18 meses de trabajo y una inversión pública de unos 1.590 millones de dólares para inyectar 24 millones de metros cúbicos más por día de gas en la red para el invierno de 2023, dijo una fuente del Gobierno.

Gracias a la autosuficiencia de Colombia en materia de hidrocarburos, la crisis energética desatada por la agresión de Rusia a Ucrania no tendrá efectos en el país. Análisis de la presidente de Naturgas.

Por: LUZ STELLA MURGAS*

24 de febrero de 2022.   Sin entrar en la conversación geopolítica, que tiene un trasfondo histórico importante y diferentes variables que lo afectan, la crisis energética mundial que se está viendo puede resumirse en estas razones:

1) La alta dependencia europea del gas natural proveniente de Rusia -se estima que al menos un tercio proviene de esta nación-;

2) la incapacidad de las energías renovables, como la eólica y la solar, para suplir el 100% de la demanda;

3) el elevado precio del carbón térmico, producto del crecimiento de la demanda y los impuestos verdes; y

4) la reactivación económica de Europa en medio de la temporada invernal.

Esta mezcla de situaciones se acentuó con los incidentes militares y políticos en el este europeo que tienen como protagonista a Rusia, gran productor de gas natural y a Ucrania, puerta de entrada de este gas a Europa.

El caso colombiano

El anterior panorama contrasta con la realidad del mercado colombiano de gas natural, pues en el país se tiene un suministro competitivo y una infraestructura confiable.

Datos del Ministerio de Minas y Energía a comienzos de mes reportan la mayor cifra de producción promedio de gas de los últimos cinco años; por su parte, Ecopetrol aumentó en casi en 8% sus reservas probadas de gas a lo largo del 2021; y el de las reservas de la nación, con potencial de hasta 60 terapies cúbicos (TPC), equivalentes a más de 100 años de autosuficiencia, hacen que Colombia esté en una posición privilegiada en medio de esta crisis.

Sobre tarifas de gas

El alza de tarifas del gas natural en Europa no debería afectar a Colombia, pues los precios del gas en Colombia se forman en el mercado local, están pactados en contratos de mediano y largo plazo, y tienen una indexación relativamente estable.

Vale la pena destacar que la atención a la demanda de hogares, industrias, comercios y vehículos en Colombia se atiende con producto local y no depende de importaciones, lo cual es una gran ventaja teniendo en cuenta la coyuntura europea.

*Presidente de Naturgas.