Categoría: Gas Natural

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.

Durante el Foro Iniciativas para Impulsar la Infraestructura y la Demanda de Gas, durante el Congreso de Naturgas, los transportadores presentaron los principales factores que frenan la ampliación de la infraestrcutura.

25 de noviembre de 2021.   De acuerdo con Wilson Chinchilla, vicepresidente de Distribución de Promigas, uno de los principales problemas del sector es la demora en la toma de decisiones, y señaló que hay proyectos prioritarios identificados desde 2016 por la UPME y el Ministerio de Minas y Energía, pero no se han ejecutado porque no se han definido las metodologías de remuneración.

Otro de los aspectos que resaltó el empresario es la falta de definición de los agentes que se benefician con las obras. “Falta claridad en los costos que debe asumir cada empresa que se beneficia con esos proyectos, y además falta coordinación entre la UPME, la CREG y el Ministerio”, dijo Chinchilla.

Además, señaló que hay tres proyectos urgentes que no han sido priorizados: el gasoducto Jobo-Antioquia, para llevar al interior los excedentes de gas de la costa Caribe; el segundo proyecto es la ampliación de la planta de regasificación SPEC, que según Chichillaes la opción mas eficiente en términos de costos y de tiempo para asegurar el abastecimiento en el corto y mediano plazo; y el tercer proyecto es la ampliación de capacidad de transporte del tramo Cartagena-Barranquilla, de manera paralela a la bidireccionalidad del tramo Barranquilla-Ballena.

“Estas tres obras son clave para asegurar el suministro de gas y al interior para acceder al excedente de gas de la costa, al gas importado y a la futura producción del off shore”, dijo.

Por su parte, para Mónica Contreras, presidente de TGI, señaló que lo primero es garantizar la confiabilidad del suministro para Bogotá, para lo cual mencionó dos proyectos: ampliar un tramo del gasoducto Cusiana-Bogotá, en la zona de Usme, y pensar en un gasoducto adicional de entrada a Bogotá. Un segundo proyecto es el gasoducto Jobo-Medellín, para garantizar la confiabilidad del suministro a la capital antioqueña.

“Además, es importante para el país enmallar todo el sistema de gasoductos y empezar a trabajar con un sistema tarifario diferente, no por cargo por distancia sino por estampilla, nacional o regional, o irnos a un sistema más sofisticado como el entry-exit”, dijo Contreras.

Regulación tarifaria

Finalmente, Chinchilla mencionó el retraso en la actualización tarifaria, pues se han identificado errores en las fórmulas. “No obstante, llevamos más de diez años discutiendo y a la fecha esos errores e mantienen sin corregir. Necesitamos que esas observaciones sean analizadas y tenidas en cuenta, para que las compañías puedan recuperar los costos reales y garantizar la continuidad del servicio”.

Ecopetrol aporta al mercado el 80% de gas natural en Colombia. Al 2024, un total de 70.000 nuevas familias de Colombia tendrán gas en sus hogares.

24 de noviembre de 2021.   El Grupo Ecopetrol está ejecutando inversiones por US$1.300 millones hasta el 2023 con el objetivo de explorar y desarrollar un potencial de hasta 50 terapies cúbicos de gas (TPC) a través de proyectos en el Piedemonte Llanero, el Caribe colombiano, el Permian (Estados Unidos), Brasil y en los Proyectos Piloto de Investigación Integral de Yacimientos No Convencionales.

En lo corrido del 2021 Ecopetrol ha perforado ocho pozos e inició pruebas extensas en Mamey-3, Arrecife-1 ST, Bullerengue-3 y Liria YW12.

Recientemente, el descubrimiento de Liria YW12, cuyas pruebas iniciales arrojaron que el 64% de la producción corresponde a gas natural, lo que permitirá aumentar el suministro del energético al interior del país.

Durante 2022 se realizará una actividad sin precedentes con 4 taladros en el Piedemonte Llanero para la perforación de 6 pozos, 9 pozos en el Caribe, 1 pozo offshore y los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en Yacimientos No Convencionales.

Así mismo, avanza con el desarrollo de una nueva opción para importación de micro-LNG, es decir a pequeña escala de 20 a 40 millones de pies cúbicos por día (mpcd).

Desde la perspectiva de la demanda, la mayor oportunidad a 2024 es el gas natural vehicular (GNV), con un crecimiento potencial superior a 40% frente al promedio de consumo del 2020, si se logra continuar con la adopción y masificación en los sistemas de transporte público y en vehículos de carga.

Ecopetrol ha destinado cerca de $49.000 millones de pesos para incentivar la compra de vehículos dedicados a gas, los cuales apalancan la nueva demanda estimada.

En términos generales, se trata de una estrategia del Grupo Ecopetrol que busca consolidar la seguridad energética mediante el aumento de la producción y la oferta de gas natural, la ejecución de nuevos proyectos de gas social, el cumplimiento del plan de descarbonización y una amplia diversificación de su portafolio de negocios.

Aporte social y ambiental

Las proyecciones del sector indican que al 2024 cerca de 70.000 nuevas familias se podrían beneficiar con el servicio de gas natural, a través de 20 proyectos sociales en los que se invertirán más de $70 mil millones. En los últimos tres años se han ejecutado iniciativas para entregar gas a más de 9.500 familias en Antioquia, Arauca, Boyacá, Meta, Norte de Santander y Santander.

En el componente ambiental, el plan de eliminación de emisiones fugitivas ha logrado cerrar más de 760 fugas que redujeron emisiones por cerca de 60.000 toneladas de CO2e al año.

El presidente del Grupo Ecopetrol, Felipe Bayón, recordó que la compañía aporta el 80% del gas natural que se consume en Colombia, al tiempo que ratificó el compromiso de seguir invirtiendo en el sector para contribuir con la seguridad energética del país.

“En los últimos tres años, en promedio, el gas ha aportado el 19% de la producción del Grupo Ecopetrol, y el objetivo es que llegue a ser el 30% en el mediano plazo. Por eso, nuestra meta es seguir invirtiendo para aprovechar más este energético que tiene tres grandes ventajas: es abundante en Colombia, es amigable con el ambiente y ayuda a mejorar la calidad de vida de los ciudadanos”, señaló Bayón.

Colombia tiene un potencial de 60 terapiés cúbicos, lo que le daría al país una autosuficiencia de más de cien años en gas natural.

24 de noviembre de 2021.   En el arranque del Congreso de Naturgas, la presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural, Luz Stella Murgas, dijo que Colombia tiene un potencial gasífero que podría llevar las reservas probadas actuales de 3 terapiés cúbicos (TPC) a 60 TPC, lo que equivale a un autosuficiencia en gas natural de más de cien años.

Sin embargo, lo que tiene frenada la extracción de la riqueza del subsuelo son los problemas en el suelo, concretamente las consultas previas con las comunidades, expresó Murgas.

Efectivamente, hay proyectos de exploración y producción que suman 1.162 millones de dólares, especialmente en los departamentos de Casanare, Atlántico, Cesar y Córdoba, tanto en operaciones convencionales como en los pilotos de yacimientos no convencionales (YNC).

“Estos proyectos están en estructuración o ejecución y esperamos que puedan dar resultado en el mediano plazo. Sin embargo, debemos concentrar los esfuerzos en resolver inconvenientes de superficie que impiden desarrollar las campañas exploratorias. Uno de ellos es reglamentar la consulta previa, pues hoy no tienen términos perentorios, no tiene reglas de juego claras, tanto para las comunidades como para los inversionistas”, dijo Murgas.

Agregó que es muy importante para no retrasar esos proyectos que el Congreso reglamente los procesos que deben llevar las consultas previas, para tener reglas de juego claras, brindar seguridad jurídica a los inversionistas, así como garantizar que se cubran las necesidades reales de las comunidades en las áreas donde tienen influencia los proyectos.

Finalmente, la dirigente gremial señaló que el gas natural es el combustible de la Transición Energética y que en Glasgow, durante la COP26, el sector firmó un compromiso para llegar a la carbono neutralidad, con metas al 2030 y 2050.

Para llegar a esas metas, resaltó también el papel que jugarán el hidrógeno (donde el gas es materia prima), el biogás y la captura y almacenamiento de CO2.  

La CREG dispuso una nueva metodología de pago de transporte de gas natural y empieza a construir un camino hacia el esquema de pago entry-exit.

Por: HÉMBERTH SUÁREZ LOZANO*

23 de noviembre de 2021.   La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió la Resolución 175 de 2021, por medio de la cual “se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural’’.

En la construcción de esta nueva modalidad tarifaria la CREG adoptó los criterios dispuestos por la ley, especialmente la 142 de 1994. Dentro de lo que destaca la formulación de tarifas remuneratorias que atienden los principios de eficiencia económica, suficiencia financiera e integralidad de la tarifa; así como la propensión a la estabilidad, a la estimulación de inversión para la garantía de la prestación del servicio y su ampliación, a la reducción promedio de costo en las empresas prestadoras del servicio de cara a una disminución futura de la tarifa, y la atención de condiciones de preexistencia, en aspectos como los costos de remuneración de activos existente y en operación.

En ese sentido, la metodología de remuneración por la actividad de Transporte de Gas Natural se enmarca en el reconocimiento de valores por conceptos como inversiones, gastos administrativos de operación y mantenimiento, la proyección de demanda (a dos décadas) y la tasa de descuento.

Sobre el primer elemento, las inversiones, los transportadores podrán hacer el cálculo de los valores correspondientes en dólares sobre las inversiones hechas hasta el 31 de diciembre de 2021, posterior a esto, se deberá aplicar la formula correspondiente para la valoración de estos activos en pesos colombianos, partiendo del valor obtenido anteriormente con el propósito de aplicar estos valores a las fórmulas de determinación de cargos, tanto fijos como variables.

Con la intención de desdolarizarla valoración de la inversión, se deberán pasar a pesos colombianos, según sea su naturaleza, las inversiones existentes en cargos vigentes, el programa de nuevas inversiones y las inversiones en ampliación de capacidad de transporte.

En materia de determinación de gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM), estos también deberán tasarse en pesos, e incluirán para cada tramo regulatorio o grupo de gasoductos los gastos determinados bajo esta modalidad.

Además de lo anterior, los Transportadores podrán solicitar a la CREG, tres meses después de entrada en vigencia la resolución, la actualización de cargos, lo cual necesariamente supondrá la actualización de los valores correspondientes a inversión, a AOM, a valores del Programa de Nuevas Inversiones (PNI) y valores de Inversión en Ampliación de Capacidad (IAC).

Para esto, deberán presentar información como:

1. inversión existente;
2. inversiones en aumento de capacidad y su justificación;
3. inversiones del programa de nuevas inversiones y su justificación;
4. determinación de los gastos de AOM;
5. demandas para el horizonte de proyección;
6. cálculo de las capacidades máximas de mediano plazo, CMMP;
7. cargos preliminares calculados por el agente;
8. activos que cumplen vida útil normativa y su continuidad, y
9. impactos de estos nuevos cargos.

En lo que respecta a la búsqueda de alternativas que permitan resolver los problemas asociados con la pérdida de oportunidad de la puesta en operación de nuevas fuentes de gas, la nueva regulación propuso la posibilidad de estampillar parte de la infraestructura de los sistemas de transporte y/o el fraccionamiento de tramos de gasoductos, sustentada en un análisis costo – beneficio.

Por otro lado, la CREG determinó otros ajustes como parte de las mejoras. Dentro de esos se encuentran la obligatoriedad de pago en pesos colombianos, con el fin de descontinuar que el riesgo cambiario esté en cabeza del usuario; la inclusión de nuevos ítems para el cálculo de la inversión para impedir el traslado de sobrecostos de remuneración por gasoductos y estaciones de compresión como parte del costo de Transporte de Gas Natural; y el traslado de activos por estaciones de puerta de ciudad que actualmente se remuneran dentro del Transporte de Gas Natural a la actividad de Distribución, atendiendo sus posibles impactos.

*Socio fundador de OGE Legal Services.

El Ebitda y la Utilidad Neta crecieron 15% y 38%, respectivamente, frente a septiembre de 2020

22 de noviembre de 2021.   Los resultados consolidados del tercer trimestre de 2021 para

Promigas reflejan un Ebitda de $509.792 millones (↑21% Vs. 3T 2020) y una utilidad neta de $236.486 millones (↑10% Vs. 3T 2020).

Por su parte, a nivel de estados financieros individuales acumulados a septiembre, Ebitda y Utilidad Neta reportados, representaron una ejecución del 112% y 113% sobre la meta establecida en el presupuesto del año, al alcanzar $1.044.815 millones y $892.944 respectivamente.

La organización cuenta hoy con 3,9 millones de usuarios de gas natural en Colombia, un incremento del 4% y 1,4 millones en Perú, con un incremento del 24%. En capacidad de transporte de gas, Promigas y sus filiales operan 3.288 kilómetros de gasoductos, con una capacidad de 1.153 millones de pies cúbicos por día (MPCD).

Por otro lado, en el tercer trimestre de 2021 Fitch Ratings ratificó las calificaciones crediticias AAA (col) y F1+ (col) por 20º año consecutivo y BBB- (Internacional) por 11 años para Promigas, ambas con perspectiva estable. En el caso de Promioriente, filial en Santander, AA+ (col) y F1+ (col) por cuarto año con perspectiva estable.

“Los destacados resultados confirman la solidez, seguridad y confiabilidad de nuestras operaciones. Al mismo tiempo, evidencian tanto nuestro aporte crítico a las matrices energéticas de Colombia y

Perú, como el apoyo irrestricto a la recuperación de las economías de estos países mientras terminamos de superar la pandemia del Covid-19. Que el 61% de nuestras utilidades provenga de nuestro portafolio de inversiones en otras sociedades, filiales y vinculadas, refleja el cumplimiento de una estrategia trazada hace años en Colombia y desde principios del siglo XXI para Perú, en donde nuestras actividades se consolidan día a día”, afirmó Eric Flesch, presidente de Promigas.

En materia de regasificación, la terminal SPEC en Cartagena mantuvo una capacidad de 400 MPCD con 1.706 MPC en volumen regasificado. La ampliación de la terminal brindaría al país la solución más eficiente en tiempo y costos para suplir el déficit estructural de gas natural proyectado por la UPME hacia 2025.

Respecto al gasoducto Jobo – Antioquia, una interconexión estratégica entre la oferta de gas de yacimientos en el Valle Inferior del Magdalena con Antioquia y el interior del país, llegará al Km80 del gasoducto Sebastopol – Medellín, con fecha de presentación de oferta a noviembre de 2021 y expectativa de ampliación de plazo al primer trimestre de 2022.

En materia regulatoria, recientemente, la UPME expidió la resolución 330 de 2021, donde definió la bidireccionalidad del gasoducto Barranquilla – Ballena, como proyecto prioritario del plan de abastecimiento. En los próximos tres meses Promigas presentará las inversiones requeridas para su aprobación.

En materia de servicios energéticos, se inauguró planta solar que generará 1,4 millones de kWh/año con inversión de $3.800 millones de pesos, para el Centro Comercial Caribe Plaza en Cartagena. También entró en operación el proyecto solar por 125KW que sustituye el 40% de la energía eléctrica del Centro Comercial Carrera en Cali, por parte de GdO. Así mismo, se inauguró el parque solar “Canal del Dique”, que alimenta dos plantas de bombeo de la empresa Aguas de Cartagena, eliminando 6.600 toneladas de CO2 al año.

Los resultados para el tercer trimestre del presente año para Brilla, obtuvieron un incremento del 12% en número de usuarios, alcanzando la cifra de 4 millones. La cartera total de $1,28 billones de pesos creció un 32% frente al mismo periodo del año anterior. La colocación de créditos no bancarios fue de $716.589 millones, un incremento del 160%.

La Compañía Energética de Occidente (CEO), que distribuye energía eléctrica en el Cauca, alcanzó 419.662 usuarios acumulados, con reducción de pérdidas del 13% y 29.025 kilómetros de redes tendidas.

En movilidad, hubo un crecimiento de 61% en la flota de vehículos de carga dedicados a Gas Natural Vehicular (GNV), que representa el 40% del territorio colombiano abarcando 12 departamentos. Se presentó también una variación trimestral en volumen de GNV de 20% con respecto al mismo período de 2020, reflejando una recuperación del sector.

El Foro de Países Exportadores de Gas (GECF), la plataforma global de las principales naciones productoras de gas, ha instado a la comunidad internacional reunida en Glasgow para la COP26 de la CMNUCC a buscar opciones energéticas que logren el equilibrio adecuado entre los requisitos económicos y sociales posteriores al COVID-19 y las acciones climáticas.

15 de noviembre de 2021.    Yury Sentyurin, secretario general del GECF que encabezó la delegación del Foro, dijo: “Dado el papel fundamental de la tecnología en la transformación de la industria energética, recomendamos que las negociaciones de la COP26 estén respaldadas por la transferencia de tecnología para descarbonizar el sector energético, incluidas las tecnologías de descarbonización de la industria del gas”.

El gas natural es el más limpio de todos los combustibles fósiles, y su abundancia, flexibilidad y asequibilidad lo convierte en un combustible de elección ideal, especialmente para las economías emergentes y en desarrollo, muchas de ellas en regiones densamente pobladas de Asia y África.

Las últimas cifras del GECF estiman que el gas natural se convertirá en la fuente de energía más utilizada en el mundo para 2050, aumentando su participación del 23% actual al 27%.

“Asegurar el acceso a fuentes de energía competitivas y confiables es de suma importancia para una recuperación económica sostenida”, señaló Sentyurin, cuya organización es Observadora de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), el organizador de la Conferencia de las Partes (COP).

El funcionario también describió los pasos que están tomando los Países Miembros del GECF, desde la tecnología y la innovación hasta la investigación y el desarrollo, con el fin de cimentar el papel del gas natural como solución para una transición energética equilibrada.

“Nuestro marco de soluciones y conocimientos ambientales se inició como una plataforma colaborativa con medidas diseñadas para desarrollar capacidades e intercambiar experiencia, específicamente con respecto a las prácticas de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero. Los países miembro del GECF han colocado la acción climática al frente de sus prioridades”, agregó.

Fuente: GECF

En septiembre pasado la producción de gas natural aumentó, mientras la de petróleo se mantuvo estable, informó Minenergía.

4 de noviembre de 2021. La producción comercializada de gas en Colombia fue de 1.082 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en septiembre de 2021, lo que representa un incremento del 2% frente a lo registrado en agosto pasado (1.061 mpcpd).

Igualmente, en comparación con septiembre de 2020 (1.070 mpcpd), la producción tuvo una recuperación del 1,1%.  

Este incremento se debió a una mayor comercialización de gas en los campos Cupiagua Liria (Aguazul, Casanare), Pandereta (Caimito, Sucre), Aguas Vivas (Sahagún, Córdoba), Nelson (Pueblo Nuevo, Córdoba), Chuchupa (Manaure, La Guajira) y Chichimene (Acacías, Meta) por el aumento de la demanda de gas durante el mes de septiembre y al restablecimiento de producción luego del mantenimiento programado de la planta de gas Cupiagua.

Durante los primeros nueve meses de 2021, la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró un incremento del 5,3%, llegando a 1.076 millones de pies cúbicos por día (mpcpd) frente a los 1.022 mpcpd reportados en el mismo periodo del 2020.

Estable la producción de petróleo 

En cuanto a la producción de petróleo, en septiembre de 2021 fue relativamente estable con una leve disminución de 0,48%, al registrar una producción de 744.173 barriles frente a los reportados en agosto pasado (747.772 bpd). Con respecto a la producción de septiembre de 2020 (749.254 bpd) se registró un descenso del 0,68%.  

Este comportamiento se debió, principalmente, a mantenimientos programados y fallas eléctricas en los campos Chichimene (Acacías, Arauca), Akacías, Chichimene SW (Guamal/Acacías, Meta), Jacana (Villa Nueva, Casanare), La Cira (Barrancabermeja, Santander) y Caricare (Arauquita, Arauca).  

En los primeros nueve meses de 2021 la producción de petróleo alcanzó 733.657 barriles promedio día, lo que muestra una reducción de 7,05% frente al mismo periodo de 2020, cuando se tuvo una producción de 789.321 barriles día.  

Finalmente, durante septiembre de 2021 se inició la perforación de 2 pozos exploratorios y 27 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 24 pozos exploratorios y 287 de desarrollo.

Además, durante este mes se adquirieron 223,5 kilómetros de sísmica 2D equivalente, para un total en el año de 1.153 kilómetros.

Fuente: Minenergía