Categoría: Gas Natural

Naturgas identificó tres aspectos clave sobre el uso del gas natural que interesan a los colombianos: calidad de vida, transición energética y crecimiento económico, y que los candidatos a la presidencia aún no han abordado.

24 de febrero de 2022.   A pocos meses de las elecciones presidenciales, la mayoría de candidatos se han manifestado sobre la minería, la exploración petrolera y el fracking, pero no han hablado sobre la importancia de otro hidrocarburo: el gas natural.

Con la intención de promover en la conversación pública aspectos esenciales para la población colombiana, la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) hizo un llamado a los diferentes candidatos para que aborden los temas esenciales de la industria, y consideren la estrecha relación que tiene el sector con el bienestar de la población, la transición energética, y el crecimiento económico.

En ese sentido, la agremiación señaló que hablar del gas natural es hablar del 1% del PIB nacional, del futuro de 100.000 empleos actuales y 20.000 adicionales, de más de USD$2.900 millones en inversiones probables, de reducción de emisiones de gases contaminantes, y de la viabilidad de la transición energética en Colombia.

«Pretendemos que los debates públicos aborden temas que son esenciales para la salud y la competitividad de los cerca de 35 millones de colombianos que usan el gas natural, y para el potencial de ciudadanos que hoy no tienen acceso a este servicio. Por esta razón, definimos tres puntos imprescindibles para la discusión entre candidatos, aspectos que repercuten en todas las dinámicas de vida de los colombianos», manifestó Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas.

Los tres puntos clave seleccionados por el gremio, y sus respectivos argumentos, son:

Herramienta de bienestar y calidad de vida: Si bien Colombia, con una cobertura de cerca del 80%, es un ejemplo mundial en materia de cobertura, aún existe un segmento cercano a los 1,2 millones de personas, que siguen cocinando con leña, carbón, residuos y combustibles líquidos, lo cual supone una alta vulnerabilidad a enfermedades y muertes cardiorrespiratorias.

• – El país pasó de tener 1,9 millones de usuarios a superar los 10,4 millones.
• – Según la OMS, el contaminante del aire más dañino para la salud humana es el material particulado fino, el cual es producto de la quema de combustibles líquidos como el diésel en el transporte, y sólidos como la leña y el carbón.
• – Usar gas natural vehicular tiene disminuciones cercanas al 100% de material particulado fino y óxido de azufre que causan enfermedades cardiorrespiratorias, especialmente en niños y adultos mayores.
• – El gas natural reduce cerca del 75% de las emisiones de óxidos de nitrógeno y entre el 30% al 50% de dióxido de carbono, frente a las generadas por un vehículo impulsado por diésel.

El energético de la transición energética: Las fuentes de energías renovables, como la eólica y la fotovoltaica, constituyen el futuro de la provisión energética a nivel global. Sin embargo, por su naturaleza intermitente, necesitan de un energético limpio que funcione de respaldo: el gas natural.

• Gracias a que es un producto disponible en Colombia, a sus atributos ambientales y de competitividad frente a otros combustibles fósiles, este energético es el complemento natural para respaldar la intermitencia de la energía solar y eólica.
• – Según la Unión Internacional del Gas (IGU), el uso de gas natural, el hidrógeno, el biometano y las tecnologías de captura y almacenamiento de carbono, ayudarán a disminuir en un 30% las emisiones de gases de efecto invernadero del sector energético.

Motor estratégico para el crecimiento económico. Existen 127 proyectos estratégicos identificados, que suman USD$2.900 millones. Estos se traducen en desarrollo, crecimiento y reactivación económica y social para el país.

• Actualmente, la operación del sector contribuye con el 1% del Producto Interno Bruto (PIB).
• – La industria del gas natural emplea alrededor de 100 mil personas en el país
• – Existe un potencial de generación de empleo superior a las 20.000 unidades en el país.
• – A diferencia de otros países que ven aumentos desmedidos de los precios del gas natural por su escasez, Colombia cuenta con recursos para seguir abasteciendo a los 10,4 millones de usuarios, en su mayoría hogares de estratos 1 y 2, sin que tengan que hacer gastos excesivos en sus recibos.
• – En Colombia hay un potencial de reservas hasta de 60TPC, que daría para una autosuficiencia de gas natural hasta por 100 años.

Representantes de los principales países exportadores del gas natural empezaron este domingo una serie de reuniones en Catar que se prolongarán hasta el próximo martes en un contexto de escalada de precios y con la crisis entre Rusia y los países occidentales por Ucrania como telón de fondo.

20 de febrero de 2022.   Según la agencia oficial de noticias catarí, QNA, tras una reunión preparatoria este domingo, mañana se reunirán los ministros de Energía del Foro de Países Exportadores de Gas (GECF por su sigla en inglés) y el martes se celebrará la cumbre de los jefes estado y de Gobierno de los once miembros del grupo.

A la cumbre, la sexta del GECF desde su creación en 2001, no ha sido confirmada la presencia del presidente ruso, Vladimir Putin, aunque medios cataríes e iraníes sí indicaron que asistirá el de Irán, Ibrahim Raisi, mientras que el argelino, Abdelmadjid Tebboune, llegó anoche a Doha.

“La VI cumbre del GECF representa un momento histórico en la marcha del foro (…) y durante la reunión los jefes de Estado y de Gobierno reunidos en Doha determinarán el rumbo futuro del foro, por ser el espacio que reúne a sus diversos integrantes”, dijo su secretario general, Mohamed Hamel, en la reunión preparatoria, según QNA.

Añadió que “el legado y el equilibrio del foro le permitirán contribuir a dar forma al futuro de la energía en el mundo”, y confió en que la sexta cumbre del GECF “impulsará al foro a nuevas cotas, en un momento en que el gas natural está emergiendo como una fuente de energía confiable, segura y limpia”.

La reunión de Catar, uno de los principales productores mundiales de gas licuado y sede del GECF, integrado por 11 miembros, se produce en medio de una creciente demanda de energía, que se ha agudizado a raíz de los temores a que Rusia limite los suministros a Europa por la crisis con la OTAN por Ucrania.

Ante esta posibilidad, Estados Unidos y la Unión Europea (UE) han intensificado sus contactos recientemente con proveedores de gas natural licuado, como Catar, Egipto, Azerbaiyán y Nigeria, para que incrementen su oferta.

Tomado de: elperiodicodelaenergia.com

El gasoducto permitirá a Europa acceder directamente a las importantes reservas de gas natural de los tres países africanos. 

Por: RAMÓN ROCA

2 de febrero de 2022.   Níger, Argelia y Nigeria firmaron la ‘Declaración de Niamey’, durante la tercera edición del Foro de Minería y Petróleo (ECOMOF) de las Comunidades Económicas de los Estados de África Occidental (ECOWAS), realizado en Niamey el pasado día 16 de febrero.

Firmado por SE Mahamane Sani Mahamadou, ministro de Petróleo, Energía y Energías Renovables de la República de Níger; HE Mohamed Arkab, ministro de Energía y Minas de Argelia, y SE Chief Timipre Sylva, ministro de Estado de Recursos Petroleros de Nigeria, el acuerdo pone en marcha la reanudación del proyecto del Gasoducto Transahariano.

El gasoducto de 4.128 km unirá Warri en Nigeria con Hassi R’Mel en Argelia, pasando por Níger. Una vez finalizado, el gasoducto transportará 30 billones de metros cúbicos (bmc) de gas natural al año desde Nigeria, Argelia y Níger a los mercados europeos a través de la estratégica costa mediterránea de Argelia, así como a estaciones interiores de suministro a lo largo de su ruta. 

El gasoducto permitirá a Europa aprovechar directamente las reservas de gas natural de los tres países, diversificando así su suministro a raíz de la actual crisis energética, al tiempo que crea fuentes críticas de ingresos para los mercados de gas africanos.

“Este proyecto será transformador para todos los países involucrados y nosotros en Nigeria estamos totalmente comprometidos a que sea un éxito. Traerá puestos de trabajo y los ingresos que tanto se necesitan de la monetización del gas”, afirmó Timipre Sylva.

Gran parte del costo estimado de 13.000 millones de dólares del gasoducto se gastará en Níger, actuando como un impulso necesario para el sector energético que ya está creciendo y la economía en general. También permitirá a Níger monetizar sus propias reservas de gas, estimadas en 34 bmc con reservas recuperables de 24 bmc.

“Estamos felices de estar en Niamey y apoyamos completamente este proyecto. La industria de la energía y los hombres y mujeres trabajadores en África aplauden a Nigeria, la República de Níger y Argelia por enviar un fuerte mensaje de que el oleoducto transahariano es lo mejor para nosotros, ya que mejorará la seguridad energética, creará empleos bien remunerados y expandirá la economía”, declaró NJ Ayuk, presidente ejecutivo de la Cámara Africana de Energía, y agregó que “reiniciar este proyecto envía un mensaje claro a los inversores y socios estratégicos importantes en Europa y África de que las cosas están cambiando en África. Presionaremos para que se firmen y anuncien algunos hitos y acuerdos clave durante la Semana Africana de la Energía en octubre en Ciudad del Cabo”.

Níger ya tiene experiencia en la conducción de proyectos de infraestructura energética transnacional. Su refinería de 20.000 barriles por día (bpd) con base en Zinder, completada en 2011, suministra productos derivados del petróleo a toda la región. Níger actualmente exporta productos refinados a países de la subregión, incluidos Nigeria, Malí y Burkina Faso.

A través de la finalización en 2023 del oleoducto Níger-Benin, desde la prolífica cuenca Agadem en Níger hasta la terminal de Cotonou frente a la costa de Benin, Níger aumentará su producción actual de 20.000 a más de 120.000 barriles diarios.

Este oleoducto de 2.200 millones de dólares desbloqueará 3.000 millones adicionales en inversiones de desarrollo de campo por parte de la empresa china CNPC, que es el operador de los descubrimientos de Agadem.

Níger aspira a convertirse en un centro de hidrocarburos, productos petroquímicos y productos asociados en África occidental y los proyectos del gasoducto transahariano solo sirven para mejorar esta tendencia. Las infraestructuras energéticas planificadas impulsarán el crecimiento de Níger y lo posicionarán como un puente clave entre el África subsahariana, rica en recursos, y los mercados magrebí y europeo.

Tomado de: elperiodicodelaenergia.com

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.