Categoría: Gas Natural

Promigas ha invertido en Perú más de US$ 350 millones en la masificación del gas natural en la zona norte del país. En los próximos años, el plan de inversiones asciende a US$ 150 millones adicionales. De los  175 mil hogares conectados al gas natural, 171 mil se ubican en la concesión Norte (La Libertad, Áncash, Cajamarca y Lambayeque) y 4 mil en la región de Piura.

16 de febrero de 2022.   Más de 175 mil hogares en cinco departamentos del norte del Perú ya cuentan con el servicio público de gas natural, beneficiando a 700 mil personas con un servicio económico, continuo y amigable con el medio ambiente.

Desde el 2017, Promigas, a través de su filial Gases del Pacífico, inició la prestación del servicio de distribución de gas natural en los departamentos de La Libertad, Áncash, Cajamarca y Lambayeque. En el departamento de Piura, a través de la filial Gases del Norte del Perú-Gasnorp, logró en 2021, la operación en las ciudades de Talara, Sullana y Piura.

“El 2022 es un año importante para avanzar en la masificación del gas natural en el Perú. En la región Piura finalizaremos la construcción del gasoducto y realizaremos la puesta en operación de todo el sistema de distribución de gas natural, incluyendo las provincias de Sechura y Paita. Ya estamos llevando el servicio a poblaciones de escasos recursos, con un potencial de 250 mil viviendas por conectar en los próximos años”, manifestó Juan Manuel Rojas Payán, presidente de Promigas.

Estos anuncios se realizaron durante la actividad desarrollada en el asentamiento Jorge Chávez de Talara, donde fue conectado el hogar 4 mil al servicio del gas natural en la región Piura, que se suma a los 171 mil hogares beneficiados en la concesión norte.

El evento contó con la participación de las principales autoridades regionales y locales, así como con María Lorena Gutiérrez, representante legal de Corficolombiana, principal accionista de Promigas.

“Perú representa el primer mercado de inversiones para Promigas fuera de Colombia, y hemos demostrado tener un permanente compromiso con el desarrollo sostenible de los territorios, llevando progreso y beneficiando a los hogares peruanos con el servicio de gas natural”, añadió Rojas Payán.

Con las inversiones ya realizadas por más de US$ 350 millones, Promigas logró la construcción de una infraestructura de 3.500 kilómetros de redes de distribución entre sus dos concesiones en los 5 departamentos del norte del Perú, lo que ha permitido acceder a más de 300 mil viviendas dentro del área de cobertura.

Además, Promigas cuenta con un plan de inversión social en Perú, para llevar a cabo una serie de obras sociales que impactan en la calidad de vida de los usuarios. Solo en Piura cuenta con un fondo de US$ 2 millones para la realización de más de 20 proyectos.

Fuente: Promigas

Wood Mackenzie da algunas pistas a través de sus expertos y su presidente y analista jefe, Simon Flores, que dan respuesta a algunas de las cuestiones más importantes que inquietan a Europa y a los mercados mundiales del gas.

11 de febrero de 2022.   La amenaza de una escalada militar en Ucrania está aumentando la presión en el mercado del gas de Europa. Las posibilidades de que Rusia reduzca intencionadamente sus exportaciones son remotas. Pero cualquier interrupción en los volúmenes de los gasoductos podría generar un caos energético en Europa y extenderse a los mercados mundiales de gas y energía.

¿En qué medida Europa depende del gas ruso?

Rusia suministró 168 billones de metros cúbicos (Bcm) a Europa en 2021, por debajo de los 191 Bcm de 2019, pero aun así satisface alrededor de un tercio de la demanda. Los volúmenes que llegan a Europa en tránsito a través de Ucrania se han reducido a la mitad desde 2019, pero siguen siendo de 40 Bcm al año, alrededor del 8 % de la demanda total.

Nord Stream 2, el paso final en el plan de Rusia para aumentar sus exportaciones a Europa evitando Ucrania, aún espera la aprobación de la Unión Europea. Alemania es el mayor comprador de gas ruso (40 Bcm), pero Italia, Austria y Eslovaquia son los que más dependen del gas de tránsito de Ucrania.

¿Se ha vuelto más importante el GNL?

Los expertos de Wood Mackenzie consideran que sí. Las importaciones se han duplicado en los últimos años y han contribuido en un 20 % al suministro de Europa en 2021.

La capacidad global de GNL es finita hasta que entren en funcionamiento nuevos proyectos en unos pocos años, pero es un suministro flexible que puede moverse hacia donde está la demanda.

Los volúmenes de GNL en Europa aumentaron durante el cuarto trimestre para alcanzar niveles récord en enero. Las temperaturas más cálidas en Asia llevaron a los comerciantes de GNL a desviar los cargamentos para aprovechar los precios más altos en Europa, reduciendo temporalmente los requisitos de los compradores europeos de las importaciones rusas. Sin embargo, eso ahora se ha revertido con la llegada del clima frío que eleva los precios al contado del GNL en Asia.

¿Necesita Europa mayores volúmenes de gas ruso este año?

Sin duda. Wod Mackenzie espera que las importaciones de gasoductos rusos aumenten un 20 % por encima de los mínimos de enero durante los próximos meses, en consonancia con la capacidad reservada a finales de 2021.

Los volúmenes más altos son necesarios no solo para pasar este invierno, sino también para prepararse para el próximo. Los inventarios ya están muy por debajo del promedio de 5 años y estarán muy por debajo de la mitad del punto bajo estacional «normal» en marzo.

Incluso si el gas de los gasoductos rusos continúa fluyendo durante la primavera y el verano, el invierno de 2022/23 comenzará de manera muy similar a este: con inventarios en un mínimo histórico. Eso suponiendo que no haya más gas ruso disponible para la exportación a través de Nord Stream 2 o de las otras rutas.

¿Puede Europa arreglárselas sin el gas ruso?

Flores y los expertos de Woodmac son rotundos: no. No creen que los gobiernos europeos puedan tolerar el bloqueo de las importaciones rusas incluso si hay una invasión a gran escala de Ucrania. Sería imposible encontrar volúmenes alternativos para satisfacer el 28% de la demanda anual. Si todos los flujos de gas se detuvieran hoy, el almacenamiento de gas existente se agotaría en 6 semanas, la destrucción de la demanda sería masiva, y si la interrupción se prolongara, el inventario de gas no podía reconstruirse durante el verano.

Estaríamos frente a una situación catastrófica de casi cero gas almacenado para el próximo invierno. Este escenario destaca cuán dependiente se ha vuelto Europa del gas ruso y el papel fundamental que deben desempeñar la diplomacia y las sensibilidades comerciales para garantizar que los suministros sigan fluyendo.

¿Qué pasa si se interrumpen los volúmenes de tránsito a través de Ucrania?

Eso podría suceder como una consecuencia no deseada en caso de una invasión rusa. Perder esos volúmenes podría ser más manejable, particularmente durante el verano cuando la demanda es menor; y si Rusia estaba dispuesta a desviar el gas para utilizar la capacidad sobrante en el gasoducto de Bielorrusia a Polonia.

Pero incluso con la opción de Bielorrusia, Europa tendría que tirar de todas las palancas del sistema energético para mantener las luces encendidas, reduciendo el consumo de gas y poniendo en marcha las plantas nucleares y de carbón suspendidas (con toda la reacción en torno a mayores emisiones que eso traería); maximizar la producción de gas autóctono (Noruega, Países Bajos) y las importaciones de gasoductos (Argelia, Azerbaiyán); y persuadir a los compradores asiáticos para que cambien al carbón y liberen GNL. Pero solo sería una solución temporal para pasar el verano y dejaría a Europa con volúmenes de almacenamiento peligrosamente bajos para el invierno de 2022/23.

¿Los precios altos son un problema solo para este año?

Eso depende. Una desactivación de la tensión militar conduciría rápidamente a precios más bajos cuando termine el invierno, aunque es difícil imaginar que el mercado pueda volver a los niveles previos a la crisis sin prima de riesgo después de todo lo que sucedió. Cualquier otro escenario y la reacción inicial verían los precios por las nubes.

Lo más probable es que Europa se enfrente a precios elevados durante algunos años hasta que haya disponible nueva oferta, principalmente de Qatar y EEUU, a mediados de la década.

¿Cuáles son las implicaciones para el mercado mundial del gas?

En primer lugar, la posición aparentemente fuerte de Rusia con sus clientes europeos no es exactamente lo que parece. Rusia también tiene mucho que perder, sobre todo su reputación como proveedor fiable de gas; y Nord Stream 2 que corre peligro de convertirse en un elefante blanco. Si Europa decide dejar de usar gas ruso, es una señal alcista para los desarrolladores de GNL en los EEUU, Qatar y otros países productores.

En segundo lugar, está el impacto de los precios altísimos y la incertidumbre del suministro en la demanda de gas, en Europa y en otros lugares. Europa podría usar la crisis para impulsar aún más sus planes de cero emisiones netas.

El crecimiento en el mercado global a largo plazo tiene que ver con Asia, con el gas desplazando al carbón para satisfacer la creciente demanda de energía y reducir las emisiones. Los precios altos y la volatilidad no hacen ningún bien a la causa.

Las importaciones de GNL han aumentado, pero Europa sigue dependiendo de Rusia para un tercio de su suministro de gas.

Fuente: Wood Mackenzie

El 2022 promete ser un año dinámico en lo que tiene que ver con la regulación del gas combustible, esto se debe a que se espera la expedición de resoluciones tanto para el gas licuado de petróleo (GLP) como para el gas natural.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

11 de febrero de 2022.   Metodología de remuneración de la actividad de transporte: Después de 11 años se expidió la esperada metodología de remuneración para la actividad de transporte de gas natural, y llegó con cambios de alto impacto como la implementación de manera paulatina a un esquema en donde el acceso a la red de transporte será regulado, y no basado en los términos de la negociación contractual.

Por otro lado, el cambio en la definición de la vida útil normativa (VUN), fue todo un boom para los propietarios de gasoductos que se acercan a los 20 años de operación.

La VUN de los activos finaliza en 20 años y con ello desaparece el componente de inversión para esos activos. Situación que impacta las finanzas de empresas que esperaban seguir recibiendo esa remuneración. Lo cual también se convierte en una señal para que los inversionistas migren con su dinero a países en los que la regulación sea más benévola con los activos vetustos. Puede ser que esto sea ajustado con nuevas resoluciones este año.

Gases manufacturados: El gas natural comprimido y el gas natural licuado (GNL) pueden empezar a ganar más terreno porque la demora en la puesta en operación de la terminal de regasificación del Pacífico reactiva la iniciativa privada para el crecimiento en ese tipo de tecnologías, bien sea con gas importado o con gas nacional.

Uno de los usos que se advierten para este año es la incorporación de flotas con tecnología a GNL en sistemas terrestres de transporte público o de carga pesada, para lo cual esperamos que se definan aspectos técnicos para el gas natural licuado vehicular.

Pozos exploratorios: Hay estrategias para el aumento de pozos exploratorios, lo cual conlleva una posible actualización de la regulación que hoy tenemos para la comercialización de gas proveniente de campos especiales como son los campos menores, yacimientos no convencionales y campos aislados, por mencionar los principales.

AutoGLP: Se definirá la metodología para la fijación del precio del GLP para uso vehicular. Con ello se espera que se tenga en cuenta que, para algunas regiones, las zonas fronterizas, por ejemplo, en donde se subsidian sustitutos del GLP, se termina desplazando la masificación del gas combustible, un energético esencial como combustible de transición.

En términos generales, se van a tener que digerir, analizar y aplicar normas relacionadas con los gases combustibles, que convierten al 2022 en un año ‘gasívoro’.

*Socio fundador de OGE Legal Services

La producción promedio de gas comercializado durante el año pasado fue de 1.087 mpcd, con un aumento del 4,40% en comparación con 2020.

2 de febrero de 2022.   La producción comercializada de gas en Colombia fue de 1.128,74 millones de pies cúbicos por día (mpcd) durante diciembre de 2021, lo que representó un aumento del 2,49 % en comparación con noviembre del mismo año (1.101,27 mpcd). En comparación con diciembre del 2020 (1.107,84 mpcd), la producción aumentó 1,89%.

Según información reportada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el incremento de la producción de gas durante el último mes del año pasado se explica por una mayor comercialización en los campos Gibraltar (Toledo-Norte de Santander), Cupiagua (Aguazul-Casanare), Clarinete (La Unión/Sahagún-Córdoba/Sucre), Recetor West (Aguazul-Casanare) y La Belleza (Plato-Magdalena), debido al restablecimiento de la producción y al comportamiento de la demanda de gas durante el mes.

Al mirar el consolidado de 2021 se evidencia que la producción promedio de gas de Colombia fue de 1.087 mpcd, la mayor cifra registrada en los últimos cinco años.

Al respecto, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, señaló: «Este buen desempeño en la producción de gas, y la penetración de más del 80% que se tiene, es una muestra de la competitividad que tiene Colombia con este combustible. Desde Naturgas, destacamos el papel del gas natural en la reactivación del país y la importancia de que más de 10,4 millones de usuarios estén recibiendo un suministro de gas confiable y eficiente.”.

En cuanto a la producción de petróleo, el Ministerio de Minas y Energía dijo que durante diciembre de 2021 esta fue de 745.325 barriles promedio día (bopd), lo que significó una leve disminución del 0,33% en comparación con noviembre cuando fue de 747.772 bopd. En comparación con diciembre de 2020 (760.016 bopd), el descenso en la producción fue del 1,93%.

La caída en la producción de petróleo en diciembre de 2021 se dio principalmente en los campos de Rubiales (Puerto Gaitán-Meta), Castilla Norte (Acacias-Meta), Yariguí-Cantagallo (Cantagallo-Bolívar), Indico (Cabuyaro-Meta), Floreña Mirador (Yopal-Casanare), debido a la presencia de fallas eléctricas, mecánicas y a problemas de orden público.

El consolidado de producción promedio de petróleo de Colombia en 2021 fue de 736.356 bopd, lo que significó una disminución del 5,7% en comparación con 2020 cuando fue de 781.352 bopd.

Finalmente, en 2021 se perforaron 460 pozos, 53,84% más que en 2020 cuando se perforaron 299 pozos. El total de pozos en desarrollo durante el año pasado fue de 425, mientras que el total de pozos exploratorios fue de 35.

Fuente: Minenergía

El presidente ruso Vladímir Putin anunció que el consorcio Gazprom llenó de gas los dos hilos del controvertido gasoducto Nord Stream 2, que estaría listo para suministrar el hidrocarburo a Alemania por el fondo del mar Báltico.

29 de diciembre de 2021.   En una reunión virtual Vladimir Putin dijo que el gasoducto submarino Nord Stream 2 está listo para operar.

Putin, que felicitó a Gazprom y a sus socios por llenar hoy el segundo hilo, explicó que ahora todo depende de los consumidores europeos y del regulador alemán, que frenó el proceso de certificación hasta que Moscú cumpla con todos los trámites.

“Tan pronto como ellos tomen la decisión sobre el comienzo de las obras, grandes volúmenes comenzarán a bombear a Europa, volúmenes adicionales de gas ruso. Recuerdo que se trata de 55.000 millones de metros cúbicos al año”, señaló.

Putin subrayó que, dada la difícil situación en el continente, Rusia tiene la capacidad de incrementar las exportaciones de gas, además de que el llenado de los dos hilos del Nord Stream 2 contribuirá a solucionar el problema de la estabilización de precios en el mercado europeo.

Resaltó que la autorización del Nord Stream repercutirá inmediatamente en los precios del gas ruso para los países consumidores europeos, incluidos empresas y amas de casa.

“E incluso en Ucrania influirá en el descenso de las tarifas, ya que ese significativo volumen de gas de origen ruso lo están comprando a un precio bastante alto en el mercado europeo, 1.000 dólares y más por cada mil metros cúbicos”, añadió.

El consejero delegado de Gazprom, Alexéi Miller, explicó que los depósitos subterráneos europeos están al 56 %, mientras los alemanes, al 53 %, lo que influye en los precios del hidrocarburo.

También destacó que Gazprom ha cumplido con sus obligaciones en virtud del contrato de tránsito de gas por Ucrania al superar los 40.000 millones de metros cúbicos este año (41,5).

Para recibir la certificación, la compañía operadora de Nord Stream 2 debe crear una subsidiaria para gestionar el tramo alemán del gasoducto.

Eso le permitiría cumplir tanto el derecho alemán como comunitario, y funcionar como operador independiente, algo que podría retrasarse hasta la segunda mitad de 2022.

El gasoducto transporta directamente gas ruso hacia Europa occidental a través de Alemania sin pasar por Ucrania y ha estado rodeado de una gran polémica, con la oposición inicial de Estados Unidos, que en julio dio su visto bueno a cambio de garantizar el suministro energético ucraniano.

El Nord Stream 2, cuyas obras terminaron en septiembre pasado, atraviesa las zonas económicas y aguas territoriales de cinco países: Rusia, Finlandia, Suecia, Dinamarca y Alemania.

Sumado a los 55.000 millones de metros cúbicos del Nord Stream a secas, permitirá a Rusia elevar hasta 110.000 millones de metros cúbicos el suministro anual de gas a Europa.

En respuesta a los temores de Ucrania de que Gazprom dejará de transportar gas por su territorio cuando expire el contrato en 2024, el viceprimer ministro ruso, Alexander Nóvak, aseguró hoy que Moscú podría seguir haciéndolo si las condiciones económicas y el estado técnico de las tuberías ucranianas son favorables.

Tomado de: el periódicodelaenergía.com

Entre las estimaciones considera que en 2022 venderá hasta 200 millones de pies cúbicos de gas natural en promedio diarios y seleccionará al contratista del gasoducto Jobo-Medellín. 

15 de diciembre de 2021.   Canacol Energy anunció que su presupuesto de capital para 2022 es de entre 172 millones y 209 millones de dólares, que se financiarán completamente con el efectivo existente y los flujos de efectivo de 2022.

“Un gasto de capital récord de hasta $209 millones cumplirá con el compromiso de Canacol de convertirse en un proveedor cada vez más grande para las necesidades de gas natural de Colombia”, señala la Corporación en un comunicado.

Además, Canacol prevé que las ventas contractuales de gas para 2022, que incluyen el tiempo de inactividad, oscilen entre 160 y 200 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfpd). Únicamente los contratos en firme de 2022 de la Corporación promedian 160 MMscfpd, netos del tiempo de inactividad contractual de 2022. Se espera que el precio promedio de venta en boca de pozo sea de entre 4,61 y 4,74 dólares por mil pies cúbicos. 

Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, declaró: «Para 2022, la Corporación está enfocada en los siguientes objetivos:

1. La perforación de hasta 12 pozos de exploración y desarrollo apuntándole 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.
3. La 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;
4. La selección de un contratista para el nuevo gasoducto de Jobo a Medellín, que agregará 100 MMscfpd de nuevas ventas de gas a finales de 2024;
5. Continuar nuestro retorno de capital a los accionistas vía dividendos y recompras de acciones; y
6. Fortalecer nuestra estrategia e informes ambientales, sociales y de gobierno, con el objetivo de mejorar la clasificación de la Corporación en diversos índices de sostenibilidad». 

Adquisición de pozos y sísmica 3D

La mayor parte del programa de capital base de 2022 se enfoca en el portafolio de exploración de la Canacol con la perforación de un total de hasta 12 pozos, hasta ocho de los cuales serán pozos de exploración, y hasta cuatro que serán pozos de desarrollo.

Cinco de los pozos objetivo de exploración se encuentran en los contratos tradicionales de exploración y producción (E&P) de la Canacol, ubicados en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, mientras que tres de los pozos de exploración objetivo se encuentran en bloques donde la Corporación aún no ha perforado: el pozo Pola-1 en el Contrato VMM-45, y los pozos Dividiví-1 y Natilla-1, ubicados en los Contratos VIM-33 y SSJN-7 E&P, respectivamente. 

El primer pozo en el programa de perforación de 2022 será el de desarrollo Toronja-2, que se prevé se perfore en la tercera semana de enero de 2022. El programa de perforación de 2022 enfatiza la exploración a medida que la Corporación continúa construyendo su base de reservas, al tiempo que garantiza una capacidad de producción suficiente para cumplir con nuestras ventas de gas pronosticadas.

La mayoría de los pozos de exploración de Canacol se centrarán en prospectos definidos en sísmica 3D, y la mayoría estará respaldada por el análisis AVO. La aplicación de la metodología AVO es el medio técnico por el cual la Corporación mitiga los riesgos asociados con la presencia de areniscas cargadas de gas en sus prospectos de exploración, y en gran parte representa la notable tasa de éxito del 79% de la Corporación en sus programas de exploración en los últimos ocho años.

La Corporación también planea adquirir 470 kilómetros cuadrados de un nuevo programa sísmico 3D en el bloque VIM-5, con el objetivo de identificar prospectos de gas para futuras perforaciones de exploración.

Actividades del gasoducto Jobo a Medellín 

En 2022, Canacol avanzará en su proyecto de gasoducto Jobo-Medellín, incluyendo las siguientes actividades:

1. Selección de un contratista para finales del primer trimestre de 2022;
2. Presentación de la licencia ambiental antes del final del primer trimestre de 2022; y
3. La contratación de 45 MMscfpd adicionales de contratos de take-or-pay para finales del tercer trimestre de 2022, con el fin de llenar completamente los 100 MMscfpd de capacidad de transporte inicial.

De acuerdo con la petrolera canadiense, es probable que la Corporación se incline por un contrato de tipo BOOM (Construir, Poseer, Operar y Mantener), basado en las ofertas recibidas para el proyecto en noviembre de 2021.

Bajo los términos de un contrato BOOM, Canacol no participará en el proyecto, ni tendrá ningún compromiso de capital asociado, con la excepción de los costos de la licencia ambiental, consulta previa y compra de derechos de vía, cuyos costos serán reembolsados a la Corporación por el contratista del BOOM. A cambio de la inversión realizada por el contratista BOOM, Canacol ejecutará un acuerdo de transporte a largo plazo.

La producción comercializada de gas en Colombia fue de 1.127 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en octubre de 2021, lo que representa un aumento del 4,16% frente a lo registrado en septiembre pasado (1.082 mpcd). En comparación con octubre de 2020 (1.091 mpcd), la producción tuvo una recuperación del 3,3%. 

2 de diciembre de 2021.   El incremento en el gas natural comercializado se registró, principalmente, en los campos Cupiagua (Aguazul, Casanare), Mamey (Ovejas, Sucre), Ballena (Manaure, La Guajira), Cañahuate y Aguas Vivas (Sahagún, Córdoba), Níspero (San Marcos, Sucre) y Sucumbíos (Ipiales, Nariño), debido al restablecimiento de la producción luego del mantenimiento programado de la planta de gas Cupiagua y al aumento en la demanda de gas durante el mes, señaló el Ministerio de Minas y Energía.

Durante los primeros diez meses de 2021 la producción promedio de gas natural comercializado en Colombia registró un incremento del 5,12%, llegando a 1.082 mpcpd frente a los 1.029 mpcpd reportados en el mismo periodo del 2020. 

Cae la producción de petróleo

En cuanto a la producción de petróleo, en octubre de 2021 fue de 740.265 barriles promedio día, una leve disminución del 0,5% frente a los datos reportados durante septiembre: 744.173 bpd. Con respecto a la producción de octubre de 2020 (751.374 bpd), se registró una caída del 1,48%. 

La disminución en la producción se presentó principalmente en los campos Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), Yariguí-Cantagallo (Cantagallo, Bolívar), Platanillo y Cohembí (Puerto Asís, Putumayo), Chichimene (Acacías, Meta), Floreña Mirador y Pauto Sur (Yopal, Casanare) y Cicuco (Cicuco, Bolívar), debido a fallas eléctricas, mecánicas y por orden público.

En los primeros diez meses de 2021 la producción de petróleo alcanzó 734.318 barriles promedio día, lo que muestra una reducción de 6,52% frente al mismo periodo de 2020, cuando se tuvo una producción de 785.526 barriles día.

Finalmente, durante octubre de 2021 se inició la perforación de 5 pozos exploratorios y 47 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 29 pozos exploratorios y 334 de desarrollo. Además, durante este mes se adquirieron 29,2 kilómetros de sísmica 2D equivalente, para un total en el año de 1.192 kilómetros.

La Transportadora de Gas Internacional (TGI) S.A. ESP, filial del Grupo Energía Bogotá, cerró el tercer trimestre del 2021 con un margen EBITDA de 79,9%, mejorando 2pp frente al mismo periodo del 2020.

30 de noviembre de 2021.   TGI logró reducir el impacto de los efectos que le traería la disminución de los contratos Ballena-Barrancabermeja para 2021.

“Tenemos unas metas claras como negocio y podemos decir que este proceso de transformación nos ha permitido tener muy buenos resultados financieros, pese a la materialización de riesgos. Entre esos riesgos: la culminación de contratos en diciembre de 2020, que implicaban una caída del 23% de los ingresos, que hoy ha sido amortizada con productos innovadores que han entregado alrededor de USD$5,8 millones, mitigando en 9pp la caída estimada.” afirma su presidente Mónica Contreras, quien ha impulsado la transformación organizacional de TGI.

Los resultados positivos sobre el pilar estratégico de Eficiencia se observan desde 4 puntos de vista: En primer lugar, los costos de operación se han reducido 11,7% (acumulado 2021). En segundo lugar, un manejo eficiente del OPEX refleja la captura de eficiencias operativas y disciplina en control de gastos. En tercer lugar, los gastos financieros se redujeron en 2,3% frente al periodo anterior. Y para finalizar, la compañía presenta en su línea de otros ingresos un incremento sobresaliente correspondiente a la gestión administrativa de recuperación de provisiones y siniestros.

En el 3Q21 se observa un aumento del 9,57% del volumen de gas natural transportado promedio día respecto al 3Q20, debido a la normalización de la economía postpandemia.

Entre otros sucesos, la empresa resalta la participación activa de TGI en el lanzamiento de Hoja de Ruta del Hidrógeno presentada por el Ministerio de Minas y Energía. Así mismo, fortaleció el ejercicio de Diálogos con Grupos de interés y el desarrollo de su agenda hacia la descarbonización, siendo este último aspecto una gran oportunidad no solo para TGI sino para el gas natural como energía de la transición.

Al cierre de esta publicación, y ante las resoluciones emitidas por la CREG (Res #099, #103, #175) la compañía ha reforzado la gestión regulatoria al ser asuntos relevantes que definen la remuneración de la actividad de transporte de gas y que le permiten a TGI seguir aportando a la transformación de territorios conectando fuentes con centros de consumo.

“Nuestro desafío como empresa, como sector y como país es lograr que el gas natural llegue a los más de 1,6 millones de hogares que aún cocinan con leña; hacer de las industrias grandes agentes de acción frente al cambio climático; que las empresas generadoras de energía tengan un respaldo confiable y de bajas emisiones; y que el sector  transporte avance significativamente para que respiremos un aire más limpio en las ciudades y carreteras de Colombia”, concluye Conteras.

Fuente: TGI

Culminó en Cartagena el Congreso de Naturgas, que hizo un examen a la situación del sector de gas natural en el país. Hay optimismo sobre el futuro del combustible, pero preocupan problemas no resueltos.

26 de noviembre de 2021.   La primera crisis de la era de la transición energética que golpea al mundo, especialmente a Europa, confirma el papel protagónico del gas natural hacia una sociedad descarbonizada.

Así se confirmó en el Congreso de Naturgas, realizado en Cartagena entre el 24 y el 26 de noviembre. Por eso, Colombia no puede suspender de un día para otro la producción de hidrocarburos y especialmente el gas natural, complemento ideal de las energías renovables, combustible del respaldo de la generación térmica e insumo principal para la producción de hidrógeno.

Sin embargo, durante el certamen se hizo un recuento de los problemas del sector que se han vuelto endémicos: Retraso y falta de oportunidad de la estructura de remuneración a las inversiones y actualización de tarifas; caída sotenida de las reservas, en medio de un enorme potencial; y la desconexión de los sistemas de transporte de la Costa y el Interior, que impide el enmallamiento de las redes y tiene represados los nuevos hallazgos de gas en el Valle Inferior del Magdalena, para mencionar solo los problemas más recurrentes.

En este escenario, el gas natural llega hoy a 35 millones de colombianos y el sector transporte lo adopta como un combustible eficiente, económico y amigable con el medio ambiente. Además, el gobierno expidió la Ley del Gas, que le da un nuevo impulso al energético. Sin emabrgo, el uso industrial sigue cayendo y el consumo nacional se ha estancado en los últimos años en alrededor de mil millones de pies cúbicos diarios.

Durante el Congreso, los expertos señalaron que la producción se reactiva cuando existe la demanda, y para atenderla se debe explorar y explorar. En ese sentido, luego de que en cinco años no se firmaran contratos de exploración y producción, a partir de 2018 se reactivó la asignación de áreas con 39 contratos y se esperan buenos resultados de la próxima Ronda Colombia 2021.

Además, las empresas han anunciado inversiones por 2.900 millones de dólares, tanto en campos tradicionales como en off shore y yacimientos no convencionales, destacándose la campaña exploratoria de Ecopetrol en el piedemonte llanero en los próximos años.

Pero como lo señaló Rodolfo Anaya, presidente de la Junta Directiva de Naturgas, “para facilitar el trabajo del regulador y tener como propósito de todos los agentes de la cadena hacer crecer la demanda de gas, debemos estar alineados, propendiendo por ser más competitivos, para eliminar barreras y restricciones, así como para equilibrar debidamente la rentabilidad y los riesgos de todos los eslabones.

“El balance puede ser mejor, porque a pesar de los avances, los agentes seguimos sintiendo que se debe avanzar en tener reglas de juego claras, regulación estable, predecible y oportuna. Esto se materializa en actuaciones como:

• Que cada cinco años entren a operar nuevas tarifas, para evitar las dificultades y preocupaciones en su implementación, cuando los periodos se extienden excesivamente.
• Por supuesto, que en un periodo de cinco años se deben incorporar mejoras, pero no hacer cambios drásticos en las metodologías. Lo que esté funcionando bien no debería cambiarse.
• Más flexibilidad, menos regulación y, por supuesto, más vigilancia.

“Todavía hay mucho por hacer y me atrevo asegurar que es el momento del gas natural. Especialmente, en movilidad de carga y pasajeros; en la sustitución de carbón y líquidos en procesos industriales y térmicas; además de los beneficios ambientales y económicos que esperan seguir recibiendo millones de usuarios, especialmente en los estratos bajos”, concluyó Anaya.

La llave de la transición de la energética

Por su parte, el ministro de Minas y Energía Diego Mesa, durante la clausura del Congreso resaltó tres conclusiones:

En primer lugar, que el sector es resiliente al demostrar en los dos últimos años que fue capaz de superar la pandemia, de superar los bloqueos y los actos vandálicos durante el paro nacional, garantizando en esas dos instancias el sumistro confiable y continuo del servicio de gas natural.

La segunda gran conclusión que mencionó es que el sector es motor de la reactivación económica. “El aporte del gas natural no es menor en materia de inversión extranjera directa y en generación de regalías”, dijo Mesa.

Y la tercera es que el gas natural es el energético de la transición. “No puede haber una transición justa y ordenada si no tenemos al gas, tanto en materia de confiabilidad para el sector eléctrico como en materia de sostenibilidad para el transporte, en particular en las grandes ciudades del país; en materia de nuevas tecnologías como el hidrógeno, y en materia social, llevándole un combistible más limpio a las familias que hoy no tienen acceso”, concluyó el Ministro.

En resumen, el gas natural es resiliencia, reactivación económica y protagonista de la transición energética. 

Hocol y Surtigas buscan contribuir al acceso al gas domiciliario para mejorar la calidad de vida de las comunidades de sus áreas de influencia que carecen de este servicio, a través de la implementación de soluciones para el acceso en zonas apartadas.

26 de noviembre de 2021.   En el marco del Congreso de Naturgas 2021 que se realizó en Cartagena de Indias, ambas empresas coinciden en su compromiso para contribuir con el mejoramiento de la calidad de vida de 740 hogares de los corregimientos de Canutal y Canutalito de Ovejas, y la vereda Los Chijetes del municipio de San Pedro departamento de Sucre.

Así, se pretende cerrar la brecha urbano-rural en la cobertura del servicio público de gas domiciliario e impactando positivamente al medio ambiente y la salud de estos pobladores al disminuir o reemplazar el uso de leña y otros combustibles contaminantes.

Hocol cuenta con la Estrategia de Desarrollo Sostenible, que contempla proyectos de gas social en los que mediante alianzas estratégicas se contribuya a la infraestructura, redes y conexiones a comunidades.

“Nuestro propósito superior de “Compartir la vida de Colombia” nos anima a expresar nuestro compromiso para suscribir un convenio con Surtigas en el que ambas entidades aporten recursos económicos para el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes de Canutal, Canutalito y Los Chijetes en el departamento de Sucre”, expresó Rafael Guzmán, presidente de Hocol.

“Surtigas reitera su compromiso con las comunidades donde opera, prestando el servicio de gas natural, que es el hidrocarburo más amigable con el medio ambiente que existe en el planeta”, manifestó por su parte Santiago Mejía, gerente general de Surtigas.