Categoría: Gas Natural

En una primera etapa, la compañía implementó un nuevo modelo de relacionamiento con clientes nuevos que estandariza los procesos, y evita la intermediación en servicios de venta, financiación, instalación y construcción de puntos de gas; venta y financiación de gasodomésticos; y comercialización de seguros y asistencias al hogar.

17de agosto 2021.   Vanti, companía distribuidora y comercializadora de gas natural que alcanza más de 3,2 millones de usuarios en la capital y el centro de Colombia, desarrolló un nuevo modelo comercial con el que estandariza sus procesos y evita la intermediación para gestionar la oferta de bienes y servicios a más de 30 mil nuevos clientes potenciales en Bogotá, Soacha y otros 103 municipios del altiplano Cundiboyacense, Santander y Sur del Cesar, inicialmente.

El nuevo modelo comercial busca fortalecer sus procesos de atención y para ello especializó su fuerza comercial para estar en capacidad de ofrecer productos, servicios y soluciones efectivas en términos de seguridad y confianza para los usuarios del servicio de gas natural, inicialmente dirigido a los nuevos clientes

En ese sentido, la compañía identificó oportunidades para llegar a un mayor número de potenciales clientes, y consolidó alianzas con nueve contratistas de venta directa para la operación de servicios de venta, financiación, instalación y construcción de puntos de gas; venta y financiación de gasodomésticos; y comercialización de seguros y asistencias al hogar para clientes nuevos.

Este es el primer paso en un proceso de transformación del modelo comercial que adelanta la compañía y que busca fortalecer las estrategias de relacionamiento de Vanti con sus más de 3,2 millones de clientes.

Esto permitirá que el nuevo cliente de Vanti, que llame a la compañía y contrate los servicios directamente, sin intermediarios, tenga acceso a precios justos en la oferta de bienes y servicios complementarios asociados al gas natural domiciliario, además de un mayor acceso a seguros y asistencias al hogar.

También podrá conocer desde el comienzo los tiempos de respuesta en el proceso de adquisición de bienes y los plazos para la puesta en operación de los servicios adquiridos.

La producción comercializada de gas natural en Colombia fue de 1.065 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en junio de 2021, lo que significa un incremento del 9,8% frente a lo registrado en mayo pasado (970,4 mpcpd).

3 de agosto de 2021.   El alza en la producción de gas natural durante junio se debió a la entrada en operación del campo Aguas Vivas en Sahagún, Córdoba, de Canacol, y a un incremento del gas comercializado principalmente en los campos Cusiana, Cusiana Norte (Tauramena, Casanare), Cupiagua Sur (Aguazul, Casanare), Pautó Sur (Yopal, Casanare), Cañahuate (Sahagún, Córdoba) y Nelson (Pueblo Nuevo, Córdoba), debido al comportamiento de la demanda durante el mes.

En comparación con junio de 2020 (1.096 mpcpd), la producción tuvo una disminución del 2,7%.

Durante el primer semestre de 2021 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró un incremento del 3,9%, llegando a 1.070 mpcpd, frente a los 1.029 mpcpd reportados en el mismo periodo de 2020.

En cuanto a la producción de petróleo, en junio de 2021 fue de 694.151 barriles promedio día, una disminución de 1,3% frente a los datos reportados en mayo pasado (703.478 bpd). Con respecto a la producción de junio de 2020 (729.905 bpd) se registró una caída de 4,9%.

La disminución en la producción se presentó principalmente en los campos Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), Costayaco (Villagarzón, Putumayo), Moriche, Jazmín, Girasol (Puerto Boyacá, Boyacá), Floreña y Pauto Sur (Yopal, Casanare), debido a fallas mecánicas en los pozos y a los diferentes bloqueos que se presentaron en el país y que impidieron el correcto funcionamiento de las facilidades de producción.

En el primer semestre del 2021, la producción de petróleo alcanzó 729.952 barriles promedio día, lo que muestra una reducción del 10,2% frente al mismo periodo de 2020, cuando se tuvo una producción promedio de 812.927 barriles día.

Finalmente, durante junio de 2021 se inició la perforación de 3 pozos exploratorios y 31 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 15 pozos exploratorios y 179 de desarrollo. Además, durante este mes se adquirieron 192,5 kilómetros de sísmica 2D equivalente, para un total en el año de 784 kilómetros.

Fuente: Minenergía

Canacol Energy proporcionó información sobre sus ventas de gas natural de julio de 2021, el programa de perforación de evaluación de Aguas Vivas y el programa de recompra de acciones de la Corporación.

3 de agosto de 2021.    Las ventas contractuales de Canacol de gas natural, las cuales son gas producido, entregado y pagado, fueron 190 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfpd) para julio de 2021, incrementándose un 8% frente a los 175 MMscfpd de junio de 2021.

Por otro lado,el pozo de evaluación Aguas Vivas 2 fue perforado por la Corporación el 12 de junio pasado y alcanzó una profundidad total de 8.728 pies de profundidad medida el 27 de julio.

Las operaciones de perforación fueron suspendidas por aproximadamente un mes debido a las restricciones de la Covid-19 y los efectos del paro nacional.

El pozo Aguas Vivas 2 encontró 229 pies de profundidad vertical verdadera de espesor neto contenedor de gas, con una porosidad promedio de 24% dentro del reservorio de arenisca Ciénaga de Oro, confirmando así un descubrimiento significativo de gas.

Canacol está revistiendo el pozo en preparación para la conexión a producción permanente. Una vez completado el pozo Aguas Vivas 2, la Corporación planea perforar inmediatamente el pozo de evaluación Aguas Vivas 3, para continuar probando el alcance de este nuevo descubrimiento de gas.

Oferta de emisor de curso normal

De otro lado,el 25 de mayo de 2021, la Canacol comenzó a recomprar sus acciones para su cancelación bajo los términos de su oferta de emisor de curso normal aprobada por la Bolsa de Valores de Toronto, y su programa de compra automática de acciones, que limita el máximo diario de compras de acciones a 60.132 acciones por día.

Durante el período del 1 de julio al 31 de julio de 2021, la Corporación recompró 980.000 acciones a un precio promedio de CAD $3.26 por acción.

Así, desde el 25 de mayo de 2021, la Corporación ha recomprado 2.060.000 acciones a un precio promedio de CAD $3.31 por acción.

En línea con las iniciativas regulatorias de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para apoyar el desarrollo de la red de transporte de gas natural en el país, la entidad termina el trámite de las resoluciones que definen las reglas para el desarrollo de las inversiones del plan de abastecimiento de gas natural.

26 de julio de 2021.   Las resoluciones facilitarán el desarrollo de los proyectos previstos en el plan de abastecimiento de gas natural que expidió el Ministerio de Minas y Energía en octubre de 2020.

El plan definió seis proyectos que adecuan la red de transporte existente (IPATs), y el proyecto de importación y regasificación de gas natural del Pacífico. Con la capacidad de transporte que prestarán estos proyectos se busca atender la demanda de gas natural a corto y mediano plazo.

Estos proyectos se definen a partir de la estimación de la oferta y de la demanda que hace la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), considerando un horizonte de 10 años,  y cómo llevar el gas natural a los usuarios.

El papel del regulador es fijar las reglas para los procesos de adjudicación de los proyectos que permitan a los agentes participar y a través de la infraestructura que desarrollen puedan prestar el servicio asignado.

El regulador ha expedido otras resoluciones que permiten los desarrollos de expansión y ampliación del sistema de transporte de gas en el país. Una de ellas permite a los productores llevar el gas natural de sus campos de producción a la red de transporte a través de gasoductos de conexión, o a usuarios no regulados tomar gas natural de la red de transporte mediante gasoductos dedicados, o desarrollar nuevos gasoductos por acuerdo privado de partes (open season), entre ellas los agentes transportadores.

Entre las resoluciones que la CREG está próxima a expedir se encuentra la que fija la remuneración por el uso de la red de transporte para los próximos 5 años, incluyendo ampliaciones, extensiones y proyectos IPATs. La propuesta busca que a través de la regulación se pueda garantizar un cargo o peaje costo eficiente para los usuarios del transporte.

A través de la publicación del Decreto Supremo 016-2021-EM, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) aprobó la norma que permitirá dar mayor impulso a la comercialización del GNL en los sectores del transporte pesado e industrial.

19 de julio de 2021.   El Minem facultó a los establecimientos de venta al público de combustibles a contar con elementos y equipos de licuefacción, lo que les permitirá vender gas natural licuado (GNL) para el transporte urbano, interprovincial y de carga.

De igual manera, la norma permite que las empresas e industrias como mineras, agroindustrias y otras, puedan usar el gas natural para sus procesos productivos en sus instalaciones, lo que reforzará el cambio de la matriz energética y la reducción de la dependencia del petróleo como fuente de energía.

Por otro lado, a través de la Resolución Viceministerial N° 018-2021- MINEM/VMH, se aprobó el procedimiento para ejecutar un programa de cambio de motor a gas natural de tecnología Euro V o superior, mediante un financiamiento que permite la devolución del crédito en un plazo máximo de 5 años y sin intereses. Este programa está dirigido a vehículos pesados que usan diésel.

Con estas acciones, el Minem garantiza su compromiso de avanzar en la masificación del gas natural y promover el cambio de la matriz energética nacional por combustibles más limpios, siguiendo la Política Energética Nacional del Perú 2010-2040.

Fuente: Minem

En el primer semestre de 2021, la empresa estatal argentina se convirtió en la operadora de mayor actividad.

15 de julio de 2021.   Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream (exploración y producción) No Convencional de YPF, dijo que la compañía incrementó un 126% la producción de shale gas en Vaca Muerta durante el primer semestre, convirtiéndose en la operadora que mayor actividad en 2021.

“Hemos crecido un 126% en la producción de shale gas entre enero y junio, lo que es un logro muy importante de YPF, que puso todo su compromiso para lograr esta performance en Vaca Muerta”, señaló Iuliano en una jornada virtual sobre Energía organizada por el diario Río Negro.

Además, resaltó el trabajo que comenzó a fines de 2020 con el relanzamiento de la actividad, que permitió poner los equipos en marcha e iniciar el proceso de producción, particularmente a partir de los incentivos del Plan Gas.

“De la mano del Plan Gas, pudimos poner en el mercado casi 33 millones de metros cúbicos, que están apalancados con la producción no convencional”, añadió el vicepresidente de YPF.

En ese sentido, añadió que de una producción de 5 millones de metros cúbicos de shale gas, se pasó a los actuales 12 millones. En tanto al escenario exportador en materia de hidrocarburos, recordó que la empresa argentina “lleva adelante un plan de negocios que tiene por objetivo generar un volumen de producción de petróleo sostenible para poder vender. Y para hacerlo, primero, tenemos que lograr los mismos niveles de eficiencia de nuestros competidores”.

El crecimiento del nivel de actividad en Vaca Muerta también fue un punto a comentar: “Llevamos varios meses con más de 400 etapas de fractura, y debemos continuar con ese ritmo de perforación de pozos para mejorar la competitividad”.

Por último, subrayó la importancia de los incentivos que beneficiarán al sector una vez sancionado el proyecto de ley de Hidrocarburos. “La ley de fomento de inversiones es fundamental y seguramente será útil para toda la industria ya que genera condiciones sustentables. Me pone contento que tanto Energía, el gobierno nacional y los gobiernos provinciales puedan ver con claridad la oportunidad que ofrece Vaca Muerta”, concluyó.

Fuente: Ámbito

La confirmación de la calificación contribuirá a que Vanti S.A. ESP pueda seguir obteniendo recursos en condiciones adecuadas para llevar el servicio de gas natural de forma económica y confiable a más de 3,2 millones de usuarios.

15 de julio de 2021.   Como una empresa de servicios públicos cuyas calificaciones están soportadas por la firmeza y predictibilidad del flujo de ingresos derivado de la naturaleza regulada del negocio, asi como por la madurez del mercado atendido por la compañía, entre otros aspectos, Fitch Ratings ratificó las calificaciones nacionales de largo y corto plazo de Vanti en ‘AAA(col)’ y ‘F1+(col), respectivamente.

La firma calificadora resaltó la estructura sólida de capital de Vanti, que se apoya en un apalancamiento bajo y adecuada posición de liquidez luego de la ampliación de los plazos de vencimiento de su deuda realizada durante 2021, considerando la perspectiva del negocio como Estable.

“Nos complace recibir esta ratificación de nuestra calificación, lo cual refuerza  la confianza y nuestro compromiso hacia el mercado, especialmente en esta coyuntura en la que todos nos hemos visto afectados. Ello demuestra la solidez de Vanti como empresa distribuidora y comercializadora de gas natural en Colombia” afirmó María Cecilia Bertrán, vicepresidente de Estrategia y Finanzas de Vanti.

Está confirmación de la calificación contribuirá a que Vanti S.A. ESP pueda seguir obteniendo recursos en condiciones adecuadas para llevar el servicio de gas natural de forma económica y confiable a más de 3,2 millones de usuarios y llevar a cabo sus planes de crecimiento.

Luego de dos años, Cartagena volverá recibirá a los asistentes que las medidas de bioseguridad permitan para la fecha del evento. También habrá transmisión virtual para inscritos.

12 de julio de 2021.   La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) realizará entre el 24 y el 26 de noviembre próximo la versión número 23 del Congreso Naturgas, que reunirá, de forma semipresencial, a la industria del gas natural, a representantes del Gobierno nacional, autoridades locales, expertos y líderes de opinión.

El evento tendrá lugar en el Hotel Hilton de Cartagena para los asistentes que las medidas de bioseguridad permitan para la fecha del evento. La presencialidad se permitirá cumpliendo las disposiciones de las autoridades nacionales y locales, para asegurar el bienestar y salud de los participantes.

El Congreso Naturgas 2021 contará con una plataforma tecnológica para quienes asistan de manera virtual.

Los asistentes podrán presenciar las charlas del escritor y profesor de Harvard James Robinson, así como expertos en temas de reactivación y transición energética, líderes políticos y representantes del Gobierno.

Más información: https://congreso.naturgas.com.co/

Dentro de las personas que se vacunarán se encuentran empleados de Naturgas, Alcanos, Canacol Energy, Drummond Energy, Ecopetrol, Efigas, EPM, Frontera Energy, Gases del Caribe, Gases del Oriente, Hocol, Metrogas, Progasur, Terpel, TGI y Vanti, entre otros.

6 de julio de 2021.   La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) informó que gracias a la labor del sector industrial y del gobierno Nacional se vacunará a 21.248 empleados de varias empresas de producción, transporte y distribución de gas natural.

“La salud de los trabajadores de esta industria es una prioridad para nosotros, y gracias al programa ‘Empresarios por la vacunación’ logramos adquirir dosis para los colaboradores de esta industria. Ha sido más de un año difícil para el país, que ha exigido del mayor aporte de este sector para garantizar el servicio a quienes más lo necesitan y continuar el aporte en el mejoramiento de la calidad de vida de las familias y de la competitividad de los comercios”, afirmó Andrés Sarmiento, presidente encargado de Naturgas.

Dentro de las más de 21.200 personas que se vacunarán a través de esta iniciativa se encuentran empleados de Naturgas, Alcanos, Canacol Energy, Drummond Energy Ecopetrol, Efigas, EPM, Frontera Energy, Gases del Caribe, Gases del Oriente, Hocol, Metrogas, Progasur, Terpel, TGI y Vanti, entre otros.

El Grupo Ecopetrol, con sus diez empresas ya comenzó a vacunar a cerca de 12 mil colaboradores, la mitad de los que se vacunarán en el sector del gas natural, dentro de la estrategia ‘Empresas por la vacunación’ que coordina la ANDI.

Las empresas del Grupo son: Ecopetrol, Esenttia, Cenit, Hocol, Ecodiesel, Ocensa, ODL, Reficar, ODC y Equión.

La ACP dice que Colombia tiene gas natural suficiente en el subsuelo, pero diferentes obstáculos impiden su desarrollo. La situación preocupa, pues desde 2011 las reservas probadas han caído un 46%.

30 de junio de 2021.    Once proyectos con un potencial de producción de 735 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), el 75% del consumo actual, están varados por cuatro tipos de contingencias, señala el más reciente Informe Económico elaborado por la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP).

De acuerdo con el estudio, hay cuatro tipos de contingencias que tienen atrapado el gas natural y que impiden que llegue a los usuarios. El primer obstáculo señalado es el de infraestructura y afecta a cuatro proyectos con un potencial de 250 MPCD, especialmente en la costa Caribe.

Con relación a la infraestructura, Francisco José Lloreda, presidente de la ACP, señala que se requiere conectar los campos de Córdoba y Sucre al sistema nacional de transporte o la construcción del gasoducto Jobo-Antioquia.

El otro obstáculo es la falta de conexión de los dos mercados de gas del país, el de la Costa y el Interior, para lo cual solo se requiere conectar los gasoductos de Promigas y TGI en Ballena, que los separan menos de 50 metros, un proyecto que espera desde 2017 y hasta la fecha no se ha realizado.

Otros cuatro proyectos están paralizados por temas de comunidades, con un potencial de 250 MPCD, ubicados especialmente en el piedemonte llanero.

La tercera contingencia señalada por el informe está relacionada con el proyecto offshore de Orca, con un potencial de 150 MPCD, pero que está pendiente de decisión de inversión por parte de Ecopetrol.

La cuarta contingencia está relacionada con el éxito exploratorio, que afecta a dos proyectos con una capacidad de 85 MPCD.

La ruta de la autosuficiencia

De acuerdo con la ACP, para que el gobierno garantice la autosuficiencia de gas natural con producción nacional, se debe seguir una ruta para remover los obstáculos mencionados.

La primera medida consiste en facilitar la exploración y producción de nuevos campos, para lo cual se pide celeridad en las licencias ambientales y trabajar en conjunto con el gobierno y las comunidades.  

Otra vía de solución es generar tarifas competitivas para los gasoductos, pues la regulación lleva diez años que no se actualiza, generando un discusión estructural sobre los costos de transporte. Sobre este tema la CREG sacó a comentarios la nueva estructura tarifaria, que según la ACP va en la dirección correcta.

Tal vez una de las soluciones más sencillas y más inmediatas es la conexión de los dos sistemas de transporte, pero resulta absurdo que desde 2017 no se haya hecho la conexión de menso de 50 metros entre los dos gasoductos troncales.

Otra vía de solución que señala el informe es flexibilizar la comercialización de gas, pues la regulación actual genera distorsiones y deja gas atrapado en los campos, para lo cual se requiere que la GREG expida la nueva regulación de comercialización.

Acerca de los campos offshore, la solución planteada por la ACP es darle agilidad a la regulación de comercialización de estos campos.

Finalmente, la ACP recomienda evitar asimetrías en la competencia con el gas importado, para darle prioridad al gas nacional y se genere así la anhelada autosuficiencia.