Promigas y TGI anunciaron el uso de la interconexión entre los sistemas de transporte de gas natural del interior y de la costa, así como de las capacidades asociadas.

Promigas y TGI, filial del Grupo de Energía de Bogotá, informaron que desde la segunda quincena de marzo de 2023 entrará en uso la interconexión de los sistemas de transporte de gas natural del Interior y de la Costa.

La interconexión se estrena con el transporte de 7 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) que fluirán desde el interior del país (Campo Cusiana) hasta Ballena, haciendo uso de un contraflujo habilitado desde Barrancabermeja hacia Ballena por parte de TGI.

Posteriormente, el gas será transportado hasta Cartagena para finalmente ser consumido en la refinería como materia prima.

“Hoy más que nunca reafirmamos nuestro compromiso con el país, ofreciendo a través de estas nuevas capacidades de transporte una mayor confiabilidad al sistema de gas en Colombia, contribuyendo con esto al dinamismo e integración del mercado de gas natural en el país y brindando seguridad en el abastecimiento y diversificación en la oferta de este recurso”, aseguró Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas.

En este primer uso de la interconexión se pone a disposición del mercado petroquímico el volumen mencionado y junto con 50 MPCD de capacidad de transporte que se ofrecerán desde la costa hacia el interior para todo el sector de gas natural, se da respuesta a eventuales déficits o excedentes de oferta que puedan presentarse, independientemente de dónde se encuentren las fuentes de gas.

“La celebración de este hito representa el compromiso de TGI y Promigas con asegurar el mejor aprovechamiento de esta energía limpia por encima de otras de mayores emisiones y más contaminantes. Una gran noticia para el sector encaminada a contar con un mercado nacional de gas natural, impulsando la descarbonización de las industrias, agentes térmicos y demás segmentos de la demanda”, comentó Mónica Contreras Esper, presidente de TGI.

Es conveniente mencionar que la necesidad de la interconexión y bidireccionalidad del sistema fue diagnosticada por la UPME y el Ministerio de Minas y Energía, dentro del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, con el propósito de habilitar un sistema robusto, confiable y con seguridad en su abastecimiento.

Actualmente, dicho Plan ordena la necesidad de contar con proyectos que incorporen una capacidad para transportar gas natural desde el interior hacia la costa de 100 MPCD y en el sentido contrario por 170 MPCD.

Para que estas capacidades sean una realidad, es necesario que la CREG concluya la valoración de los proyectos y las informe a los transportadores para que estos puedan ejecutarlos. Así, dicha capacidad estará disponible para todo el mercado del gas natural en el país, permitiendo las transacciones y compromisos comerciales entre los diferentes campos de la costa y la demanda del interior, y viceversa, logrando un mercado de gas natural interconectado.

Finalmente, es de resaltar que el primer sistema de gasoducto que se construyó en Colombia fue en la costa Caribe, con el descubrimiento en los años setenta de los campos de Chuchupa y Ballena, en La Guajira, luego se construyó el gasoducto de TGI para llevar ese gas al interior, lo que permitió la masificación del gas natural en todo el país.

Posteriormente, Hacia los años noventa se descubrieron los campos de Cusiana y Cupiagua en Casanare, que actualmente proveen cerca del 60 por ciento de la demanda de gas del país, mientras que los campos de Chuchupa y Ballena entraron en declinación, por lo que se determinó la necesidad de la bidireccionalidad de los gasoductos y la conexión de los dos sistemas en Ballena. Una necesidad que hoy se hace realidad.

Dimes y diretes de un negocio donde han opinado altos funcionarios de ambos países, pero que dejó por fuera a los actores naturales: PDVSA y Ecopetrol.

Luego de que hasta el propio ministro de Hacienda colombiano, José Antonio Ocampo, anunciara la posibilidad de traer gas natural de Venezuela, la historia de importar el combustible gaseoso del vecino país parecía tener un epílogo cuando, en reciente entrevista al diario EL TIEMPO, el embajador colombiano en Venezuela Armando Benedetti dijo que el presidente Petro había sido tajante en que no se importaría gas de Venezuela.

Pero lo cierto es que la estructuración del negocio viene de años atrás y sigue andando y, en todo caso, siempre será manejado entre empresas privadas.

La historia saltó a la opinión pública cuando recién instalado el gobierno de Gustavo Petro, la ministra de Minas y Energía Irene Vélez declaró que no se firmarían nuevos contratos de exploración y producción de hidrocarburos. A la pregunta de los periodistas sobre qué pasaría en caso que las reservas de gas natural se agotaran en el país, la funcionaria respondió: “Importaremos gas de Venezuela”.

La respuesta dejó perplejos a los comunicadores y a los agentes del mercado, toda vez que con esa política no solo se pone en riesgo la seguridad energética del país, sino que quedaría dependiendo de un país que destruyó gran parte de su industria petrolera —luego de haber sido una potencia mundial—, además de que ya había incumplido su compromiso de enviar gas a Colombia.

Las alarmas también las encendieron algunos gremios, congresistas y especialistas, que llamaban la atención sobre la reciente experiencia de Alemania, que atravesaba una aguda crisis energética en pleno invierno, con la disparada en los precios del gas y la electricidad al consumidor, luego de que el país renunciara a la generación nuclear y térmica, acelerara la incorporación de fuentes no convencionales y dependiera de Rusia en el suministro de gas.

Pero lo que en un comienzo se pensó era una ligereza de una ministra que no provenía del sector energético, en realidad la posibilidad de importar gas de Venezuela se estaba cocinando incluso desde antes que Petro ganara las elecciones.

Efectivamente, a mediados de noviembre de 2022, la agencia Bloomberg Línea publicó una primicia: PDVSA autorizaba a la empresa privada venezolana Prodata Energy a exportar gas natural a Colombia a través de la comercializadora colombiana Energy Transitions SAS.

Según el acuerdo firmado en julio de 2022, Prodata Energy queda autorizada para exportar por hasta por 30 años 25 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) de gas natural a Colombia, algo más del dos por ciento del consumo actual del país cafetero.

Lo primero que llama la atención es que sean dos empresas privadas las que estén involucradas en el negocio, dejando por fuera a los actores naturales, las estatales PDVSA y Ecopetrol. La razón: es la forma de esquivar las sanciones internacionales contra la petrolera venezolana.

Aunque fuentes consultadas por la guiadelgas.com señalaron que esto no tiene nada de raro, pues ya los Estados Unidos había autorizado a Chevron a exportar petróleo desde Venezuela, y además el vecino país está analizando la posibilidad de enviarle gas a Trinidad & Tobago, pues los campos de este país exportador están en declive.

El gasoducto binacional

La importación de gas venezolano hacia Colombia se haría por el gasoducto binacional Antonio Ricaurte, el cual tiene una capacidad de 450 MPCD, y fue construido por PDVSA gracias a un convenio firmado en 2004 entre los gobiernos de turno: Uribe-Chávez.

Así, el tubo estuvo en funcionamiento entre 2007 y 2015, tiempo durante el cual Colombia le envió gas a Venezuela. La razón: los mayores campos de Venezuela están en el oriente del país, mientras que las grandes ciudades y las industrias están concentradas en el occidente.

El contrato contemplaba que a partir de 2016 PDVSA enviaría combustible gaseoso a Colombia, pero eso nunca ocurrió y desde entonces quedó abandonada la infraestructura de 224 kilómetros, de los cuales 88 kilómetros están en territorio colombiano.

Más recientemente, a mediados de febrero, el portal venezolano Armando.info sacó un reportaje donde daba detalles de las empresas involucradas en el negocio y sus posible nexos con altos representantes del régimen de Nicolás Maduro.

Señalaba que aunque el nombre de la empresa Prodata Energy es nueva en el mercado de hidrocarburos del vecino país, su quehacer operacional lleva más de 50 años en este negocio, ya que antes la compañía se llamaba Production Data Acquisition Wire Line, una prestadora de servicios petroleros fundada en 1971 con sede en el estado Zulia.

Además del cambio de nombre, que se hizo oficial en febrero de 2022, también se presentó un relevo de propietarios, directivos y de sede (al cambiar sus oficinas al Centro Lido en Caracas), antes de obtener la licencia de PDVSA para exportar gas venezolano a Colombia.

También identificó a los dueños de Prodata: Bernardo Arosio Hobaica, ligado inicialmente al sector de la construcción con ATB Constructores, y Jorge Miroslav Jara Salas, un ingeniero de origen peruano con un pasado en la empresa Petroalianza, contratista de PDVSA.

Según Armando.info, Arosio es un conocido del ministro Popular del Petróleo de Venezuela, Tarek El Aissaimi, funcionario muy cercano al presidente Maduro, y quien estaría detrás del negocio para traer el gas natural desde el vecino país.

Así mismo, hicieron públicas las dos jugadas de Arosio y Jara para quedarse con la totalidad de Prodata Energy.

La primera fue el 8 de julio, cuando los dos empresarios registraron en una notaria en Caracas a Investment Holding Corp, una sociedad cuyo único fin es la “tenencia, gestión y administración de toda clase de acciones o participaciones en sociedades mercantiles”. Y la segunda fue el 5 de agosto, apenas un mes después de constituida esta empresa, para adquirir la totalidad de acciones de Prodata Energy.

Dificultades técnicas

Además de que aún no se sabe quién sería el proveedor venezolano del gas, también existen dudas sobre la calidad del combustible y el estado del gasoducto.

Una eventual operación está condicionada al cumplimiento de algunos compromisos para enviar gas a Colombia, como retirarle excesos de CO2 y subirle la presión y el punto de rocío.

Acerca de las condiciones técnicas del gasoducto binacional Antonio Ricaurte, este es desconocido hasta tanto no se relice una inspección de las tuberías y las estaciones.

Aunque se ha dicho que técnicos de PDVSA adelantan las inspecciones para establecer la inversión para las reparaciones y la reactivación del tubo, la guiadelgas.com pudo establecer que del lado colombiano las instalaciones en Ballena (Guajira) fueron vandalizadas y por lo menos un tramo de 80 metros de tubería requieren reparaciones.

Pese a las declaraciones del embajador Benedetti, el negocio sigue adelante entre las dos empresas privadas. Incluso, se adelantan consultas con el Departamento de Estado de los Estados Unidos para que las sanciones a PDVSA no influyan.

Pero el proyecto aún está en etapas preliminares, pues después de la evaluación técnica del gasoducto se debe calcular las inversiones para su reparación y puesta en funcionamiento, determinar quién será el proveedor venezolano del gas, que cumpla con la normativa colombiana de calidad y que, finalmente, se encuentre un comprador nacional. Amanecerá y veremos…

Un reciente análisis realizado por la Asociación Colombiana del Gas Natural (Naturgas) a cierre del 2022, indica que la industria del gas natural cuenta con la participación de más de 7 mil mujeres al interior de las compañías que hacen parte de este gremio en el país.

Si bien el sector del gas natural registra importantes avances en cuanto a la participación de la mujer, también reconoce que el rol de la mujer en las grandes industrias en Colombia dejó de ser una tendencia y se estableció como una forma de participación fundamental en las empresas para ofrecer una visión innovadora, así como promover el crecimiento y una mayor diversidad dentro de sus organizaciones.

De hecho, algo más de 600 profesionales mujeres ocupan posiciones de liderazgo dentro de las empresas de oil and gas, en las cuales han logrado impulsar importantes proyectos.

Para Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, la fórmula de las mujeres para marcar la diferencia en cualquier organización está basada en “la confianza en sí mismas, la consistencia y el carácter innovador, todo esto sumado a la curiosidad, habilidad que nos permite ser más creativas y productivas en nuestras profesiones. Esto no es cuestión de género, sino de formas diferentes de administrar el recurso humano, de definir objetivos, de comprender los entornos, de hacer planeación y gestionar los resultados.”

Hoy, todas las profesionales que integran las diferentes áreas de las compañías afiliadas a Naturgas aportan al crecimiento de la industria del gas natural en el país y cuentan con la posibilidad de acceder a programas de ascenso, formación y desarrollo que les permiten tener la posibilidad de crecer, innovar y aportar nuevas ideas en distintas áreas de la organización.

En este sentido, las empresas afiliadas a Naturgas cuentan con buenas prácticas en inclusión laboral, empoderamiento y equidad de género en todos sus colaboradores. También, brindan herramientas para contrarrestar los sesgos inconscientes y fomentar la diversidad en el trabajo, acciones que les facilitan tener una mayor participación de la mujer en procesos de liderazgo, transformación y crecimiento sostenible.

En lo corrido de 2022, compañías como Canacol Energy, EPM, Vanti, Hocol y Efigas obtuvieron diversos reconocimientos como el “Sello Equipares”, el Ranking PAR y Great Place To Work (GPTW), que reconocieron en sus organizaciones valiosos avances en el cierre de brechas de género, así como el impulso de políticas y procesos en pro de la diversidad de género y el buen ambiente laboral para todos sus colaboradores.

El Ministerio de Energía y Minas continúa desarrollando acciones para contribuir con la política de masificación de gas natural a nivel nacional.

30 de diciembre de 2022.   El Ministerio de Energía y Minas continúa desarrollando acciones para contribuir con la política de masificación de gas natural a nivel nacional. Para ello, destinará más de 800 millones de soles procedentes del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) para promover el desarrollo de infraestructura y crecimiento de los usuarios de este recurso energético.

Para contribuir al acceso de este servicio público, se destinarán más de 520 millones de soles al programa BonoGas para que más viviendas, pequeñas y medianas empresas, comedores populares y otras intuiciones de índole social, puedan acceder al financiamiento para la construcción de sus instalaciones de gas natural y así gozar de los beneficios de un energético económico, limpio, seguro y vital para la transición energética.

Respecto al sector vehicular, el cual ha tenido un crecimiento significativo en 2022, se ha previsto destinar más de 125 millones al programa Ahorro GNV para la conversión de vehículos particulares y de transporte público, como taxis y buses escolares; permitiéndoles a los conductores hacer uso de un combustible más amigable con el medio ambiente y con un importante ahorro económico de más del 50%.

Asimismo, para continuar con el proceso de Masificación de Gas Natural y expansión de este servicio público en las regiones en el centro y sur, en sierra y selva; se destinará 150 millones de soles para el desarrollo de infraestructura, de manera que hogares, vehículos, comercios e industrias cuenten con este recurso en las regiones de Cusco, Ucayali y Ayacucho.

Según un informe de la Subdirección de Política Fiscal, sobre la Tasa Efectiva de Tributación para la extracción de hidrocarburos y carbón en Colombia, la reforma tributaria aumenta la carga efectiva de la extracción de hidrocarburos entre 3,8 y 15,3 puntos porcentuales.

27 de diciembre de 2022.   La tarifa efectiva de tributación (TET) empresarial es el porcentaje de las utilidades que se destina al pago de impuestos. El documento presenta una estimación de la TET para la extracción de hidrocarburos y carbón, la cual permite dimensionar la contribución actual de estos sectores al fisco, y analizar las implicaciones de las medidas contenidas en la Reforma Tributaria para su carga impositiva. El análisis es consistente con la versión de la Reforma Tributaria contenida en el informe de conciliación aprobado en las plenarias del Senado y la Cámara de Representantes.

El impacto de la reforma tributaria considera tanto las medidas específicas que tienen que ver con estos sectores, como algunas disposiciones generales que tienen un impacto significativo en ellos. En este primer caso, se consideran la no deducibilidad de regalías y la sobretasa en el impuesto de renta. En el segundo caso, se tiene en cuenta el incremento en la retención en la fuente para los dividendos girados al exterior.

De acuerdo con el informe, los resultados obtenidos muestran que la reforma tributaria aumenta la carga efectiva de la extracción de hidrocarburos entre 3,8 y 15,3 pp.

En la medida en que, en el mediano plazo, se esperan precios del petróleo cercanos a la mediana histórica, la reforma genera solamente un incremento moderado en la carga tributaria, que no desincentiva nuevas inversiones para aumentar la producción.

En el caso del carbón, el incremento de la TET es de entre 6,7 y 20,2 pp.

A pesar de que las estimaciones se realizan sobre el sector de hidrocarburos, se resalta que la sobretasa de renta no grava a la extracción de gas natural, lo cual se tiene explícitamente en cuenta a la hora de realizar las estimaciones.

Así, la reforma tributaria permitiría que la TET de estos sectores mantenga una relación positiva con el comportamiento del precio del petróleo y el carbón, pues la carga impositiva de estos sectores aumenta en épocas de bonanza, con lo cual el Estado aumenta su participación en las utilidades extraordinarias en estas coyunturas.

Según el informe, “se realizaron estimaciones complementarias para analizar la rentabilidad de los sectores tras incorporar las medidas de la reforma tributaria, mediante una aproximación al ROE. En ambos casos la rentabilidad se mantiene positiva, y sigue teniendo una relación positiva con el precio del petróleo y el carbón, según sea el caso.”

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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