Categoría: Gas Natural

Col-5, Purple Angel y Fuerte Sur son los contratos objeto de la cesión, los cuales tienen potencial en gas natural. Shell aportará su gran conocimiento y experticia en aguas profundas para la exploración de las cuencas frontera. 

24 de diciembre de 2020.   La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) aprobó la entrada de Shell EP Offshore Ventures Limited, sucursal Colombia, como socia operadora de tres contratos de Exploración y Producción de Hidrocarburos en aguas profundas del caribe colombiano, mediante la cesión del 50% del interés en la participación que detentaba la estatal colombiana Ecopetrol S.A. en cada uno de esos contratos, en los cuales la empresa nacional tenía el 100%. 

Se trata de los contratos Col-5, Purple Angel y Fuerte Sur, en los que Shell aportará su conocimiento y experiencia para afrontar los desafíos técnicos que presenta la operación marítima, lo que representa una oportunidad para Colombia de desarrollar el potencial energético costa afuera.  

“Esta firma, que es resultado de la revisión del marco jurídico regulatorio para los proyectos costa afuera por parte del Gobierno Nacional, representa nuevas oportunidades para la reactivación sostenible de Colombia y para la seguridad energética, dado el potencial en gas natural, considerado el combustible de la transición energética, ya que reduce en un 40% las emisiones de carbono y en 96% el material particulado. Además, el gas natural es un servicio esencial en la vida de los colombianos: 8 de cada 10 hogares lo usan a diario”, dijo el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Agregó el funcionario que el desarrollo de estos reservorios permitirá impulsar la región Caribe como un hub de bienes y servicios petroleros, generar empleo local y aportar a la economía de las ciudades costeras.

“La ANH ha desarrollado estudios que señalan la presencia importante de un sistema petrolífero en el mar Caribe. Es una gran noticia para el país que estos dos importantes jugadores, Ecopetrol y Shell, desplieguen todo su conocimiento y tecnología en el desarrollo de estas cuencas frontera”, afirmó Armando Zamora Reyes, presidente de la ANH.

“Estamos muy entusiasmados con estas aprobaciones. Representan mucho para Shell en Colombia y en nuestro camino para seguir trabajando por la seguridad energética y la transición a energéticos de baja huella de carbono”, declaró por su parte Ana Duque, presidente de Shell en Colombia.  

Shell EP Offshore Ventures Limited, filial de Royal Dutch Shell Plc, compañía petrolera integrada, clasificada en el puesto séptimo de la última publicación de “The Energy Intelligence Top 100: Ranking the World’ s Top Oil Companies”. Esta empresa cuenta con una gran experiencia y tecnología de punta en aguas profundas en el Golfo de México estadounidense, Brasil y México, entre otras partes del mundo.  

Sobre la nueva regulación Costa Afuera 

El 8 de octubre de 2020 el Ministerio de Minas y Energía expidió la nueva regulación para Costa Afuera, que asegura la aplicación de mejores prácticas y estándares internacionales durante la perforación, intervención y producción de hidrocarburos, teniendo en cuenta los aspectos técnicos, operativos de seguridad de procesos y ambientales. La nueva reglamentación robustece los requerimientos en fase exploratoria y de producción.  

Los descubrimientos se producen en medio de la creciente demanda del país de recursos energéticos para reducir las importaciones de gas, que han ascendido al 45 % de los suministros totales.

23 de diciembre de 2020.   Esta semana se anunció el descubrimiento de un enorme yacimiento de gas natural con reservas estimadas en más de 100.000 millones de metros cúbicos, en la Región Autónoma Uigur de Sinkiang, en el noroeste de China, según la sucursal local de la compañía petrolera estatal PetroChina, el mayor productor de crudo nacional, como informó la agencia estatal Xinhua.

Un sondeo preliminar indicó que el yacimiento cubre un área de 156 millones de metros cuadrados en la cuenca de Junggar, en la provincia de Sinkiang, una de las cuencas sedimentarias más grandes del noroeste de China.

El depósito contiene 109.000 millones de metros cúbicos de gas natural, señaló Huo Jin, director ejecutivo de la sucursal de PetroChina en Sinkiang.

«El descubrimiento marca un gran avance en la exploración de gas en el borde sur de la cuenca de Junggar, lo que garantizará aún más el suministro de gas por parte de nuestra empresa y contribuirá a la estabilidad y prosperidad de la región», señaló Huo.

Se espera que sea capaz de producir 610.000 metros cúbicos de gas natural y 106,3 metros cúbicos de petróleo por día, según el ejecutivo chino.

En ese contexto, el portal especializado OilPrice recordó que la semana pasada otra subsidiaria de PetroChina informó que ha aumentado la producción de gas natural este año.

Actualmente China es uno de los mayores importadores de gas natural del mundo y su demanda del combustible sigue creciendo, indica OilPrice. De 2010 a 2018, las importaciones de gas natural a China crecieron del 15 al 45 % del suministro total.

Esta noticia cierra un año productivo en materia exploratoria para el gigante asiático, que en mayo anunció que la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) descubrió un gran campo de gas natural en la provincia de Sichuan, con un potencial de más de un billón de metros cúbicos.  

El campo en cuestión es operado por una filial de CNPC, PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company, y, según Xie Jun, gerente general de la compañía, el descubrimiento ha sentado una base sólida para que la empresa construya por completo las instalaciones para procesar el gas en esa zona estratégica.

Asimismo, se reporta que durante la misma jornada, la producción de gas del pozo Pengtan 1, ubicado en esa área y con una profundidad de 6.376 metros, ascendió a 1.198 millones de metros cúbicos de gas natural.  

PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company es responsable del suministro de gas natural a más de 1.000 empresas industriales grandes y medianas, así como a más de 20 millones de hogares y alrededor de 10.000 empresas de servicios públicos en el suroeste de China.  

Posteriormente, a comienzos de octubre, la división del yacimiento petrolero de Tarim de PetroChina, anunciaba que descubrieron un enorme yacimiento de gas con una reserva calculada de 115.300 millones de metros cúbicos en la Cuenca de Tarim de Xinjiang.

Tian Jun, subgerente general de la compañía, dijo que completaron una prueba exitosa de un pozo en el yacimiento de gas con una producción diaria de 418.200 metros cúbicos de gas natural y 115,15 metros cúbicos de condensado de gas.

Se calcula que el yacimiento de gas contiene 115.300 millones de metros cúbicos de gas natural y 21,66 millones de toneladas de condensado de gas, dijo Tian.

El yacimiento de Tarim suministra gas natural a 15 regiones a nivel provincial en el norte y este de China mediante los gasoductos Oeste a Este del país.

Dado que el consumo de gas natural supera por mucho a lo producido a nivel nacional, China ha estado buscando durante los últimos tres años la manera de incrementar su propia producción, y pese a la pandemia de la Covid-19, el 2020 fue un año excelente, con tres mega descubrimientos.

La Bolsa Mercantil de Colombia, actual Gestor del Mercado de Gas Natural, en cumplimiento del compromiso adquirido con la CREG y el mercado en la implementación del Gestor 2.0, entrega de manera anticipada, herramientas tecnológicas que facilitarán la toma de decisiones estratégicas del sector de gas natural.

22 de diciembre de 2020.   Con una antelación de quince días a la finalización del periodo de planeación para la implementación de la propuesta presentada por la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) dentro del proceso de selección del Gestor del Mercado para el periodo 2021 – 2026, la entidad lanzó exitosamente el nuevo sitio web del Boletín Electrónico Central (BEC) a través del cual se propone una nueva estructura de publicación de la información recopilada y contenidos generados por el Gestor del Mercado.

El nuevo portal  incorpora nuevas herramientas para el seguimiento y análisis de las variables del mercado mayorista de gas natural en Colombia como el Cubo de Información del Mercado de Gas Natural, que permitirá a los agentes del mercado consultar las variables transaccionales y operativas de los diferentes eslabones de la cadena, así como otras variables relevantes publicadas por autoridades sectoriales tales como el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la Unidad de Planeación Minero Energética y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Esta herramienta de analítica utiliza para su despliegue la tecnología de Power BI que le permitirá a los usuarios interactuar con cualquiera de las opciones de visualización y organización de datos, cruzando las variables de su interés.

“Con esto le estamos cumpliendo al mercado en entregar información objetiva, independiente y oportuna de manera más amigable y utilizable para una mejor toma de decisiones de los agentes y el regulador, y por ende para contar con un mercado más competitivo”, dijo María Inés Agudelo, presidente de la BMC.

Así mismo, entre las nuevas herramientas de análisis, los usuarios encontrarán el RUTGAS, el primer y único mapa interactivo de la infraestructura del gas natural en Colombia, que le permitirá a los agentes del mercado consultar las variables operativas y transaccionales del mercado mayorista de gas natural e identificar oportunidades comerciales en el mercado, caracterizar y ayudar a ubicar geográficamente la infraestructura relevante para el desarrollo del mercado colombiano de gas natural a través de una interfaz gráfica.

Al respecto, Agudelo agregó que “la BMC como gestor introduce al mercado colombiano por primera vez un mapa del sistema de gas natural en el país. La idea es que más adelante se puedan hacer las consultas en tiempo real sobre el estado de variables tales como producción y transporte, entre otras.”

Por último, los agentes del mercado tendrán acceso a Tableros de Información del mercado mayorista de gas natural, que incluyen información de precios, perfiles de contratación, comportamiento de las variables operativas, transporte, demanda y programación de suministro y transporte.

Finalmente, el BEC dispondrá los informes elaborados por el Gestor del Mercado sobre el comportamiento transaccional y operativo del mercado mayorista de gas natural en diferentes periodos de tiempo, aportando así mayores elementos en la toma de decisiones.

Con las conexiones a gas natural, más de 4,5 millones de personas en Lima y Callao han mejorado su calidad de vida, 70% de ellos pertenecen a sectores vulnerables.

15 de diciembre del 2020.   Cálidda, filial del Grupo Energía Bogotá, realizó la conexión número un millón de gas natural en el hospital Alberto L. Barton Thompson en la provincia de Callao, en Perú. La inauguración contó con la participación de Jaime Gálvez Delgado, ministro de Energía y Minas de ese país, Fiorella Molinelli, presidenta ejecutiva de EsSalud; Carlos Roqués, gerente general de la Sociedad Operadora Callao Salud SAC; y Martín Mejía del Carpio, gerente general de Cálidda.

Con este hito en sus 16 años de historia, Cálidda ha beneficiado a más de 4,5 millones de personas en Lima y Callao, que han mejorado su calidad de vida al tener acceso a este servicio, más económico y amigable con el medio ambiente. Los hogares de Lima y Callao conectados a gas natural ahorran US$36 millones cada año. El 70% de los peruanos beneficiados pertenece a sectores vulnerables.

El ahorro generado al país por el uso del gas natural asciende a 34.000 millones de dólares, lo que equivale al 16% del PIB del 2017 o al 60% del presupuesto público del 2018.

“Apoyamos a distintas instituciones a través de instalaciones de gas natural con el propósito de garantizar una mayor eficiencia y agilidad a la hora de disponer del uso de la energía. Nuestra meta es seguir poniendo este servicio a disposición de todos los peruanos para asegurar su calidad de vida”, indicó Martín Mejía, gerente general de Cálidda.

La empresa distribuidora ha invertido US$1.136 millones en la construcción y habilitación de 12.000 kilómetrosde redes de gas natural.

“En 2021, Cálidda proyecta invertir hasta US$150 millones, destacando la construcción de más de 1.700 kilómetros de redes de distribución de gas natural, que permitirán conectar más hogares, mejorando la calidad de vida de más familias peruanas con un servicio público que contribuye a generar progreso”, dijo Mejía del Carpio.

El hospital de EsSalud, Alberto L. Barton Thompson, beneficiado con la conexión de gas natural tiene 250.000 asegurados, pertenecientes a la red Sabogal del Seguro Social peruano, y alberga más de 200 camas para hospitalización, siete quirófanos, tres salas de partos y más de 80 consultorios.

Migrar al gas natural es una oportunidad para ganar eficiencia en el sistema de salud. Los hospitales necesitan de combustibles confiables y competitivos para el abastecimiento de su energía térmica, que es utilizada principalmente en sus áreas de cocinas, calderas, agua caliente para el tratamiento de los pacientes, lavanderías y esterilizadores, entre otros.

Beneficios del gas natural en Perú

• El uso de gas natural en Lima ha evitado la emisión de 88 millones de toneladas de dióxido de carbono y ha disminuido el número de enfermedades respiratorias generando un ahorro de más de 37 millones de soles en productividad (horas no trabajadas por enfermedad) y gastos hospitalarios.
• El 34 % de la energía eléctrica del país se produce con gas natural.
• Los conductores de Lima y Callao ahorraron US$3.500 millones con el uso del Gas Natural Vehicular, entre los años 2007 y 2018.
• Más de 9.500 comercios conectados entre restaurantes, panaderías, hoteles, puestos de comida en mercados, piscinas y lavanderías han obtenido ahorros de hasta un 56%.
• Gracias al nuevo programa de financiamiento, 45.000 familias sin acceso al crédito bancario pudieron adquirir gasodomésticos. En solo un año, 27 mil familias de los sectores D y E accedieron al agua caliente y secado de ropa en sus hogares.
• Más de 800 comedores en Lima y Callao fueron conectados de marera gratuita al gas natural, gracias al programa “Comedores Cálidda”. Se ha beneficiado de manera directa a más de 71.000 personas que se alimentan en estos centros.
• Con el Programa de Gestión Sostenible del Patrimonio Cultural, Cálidda ha recuperado más de 500 hallazgos arqueológicos, los cuales han sido analizados, conservados y puestos en valor junto con el Ministerio de Cultura.

La entidad fue ratificada como Gestor del Mercado de Gas Natural por cinco años más. Para 2021, la BMC espera ser el mercado para las transacciones de energía eléctrica.

15 de diciembre de 2020.   Pese a la pandemia, la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) tuvo un año satisfactorio en crecimiento de ingresos y utilidades. Espera cerrar el año con un crecimiento en ingresos de 6.4% respecto a 2019 y de utilidades de 13.2%.

En cuanto a su función de Gestor del Mercado de Gas Natural, la BMC fue ratificada por la CREG por al menos cinco años adicionales. Como gestor, la Bolsa centraliza y hace pública la información transaccional y operativa del sector para optimizar el uso de infraestructura de suministro y transporte. Esto significa información clave, independiente y oportuna para la toma de decisiones empresariales y de política pública, y contribuye a la profundización del mercado.

Además, gestiona los mercados primario y secundario de gas natural en Colombia.  En 2020 el mercado de gas natural experimentó una contracción de la demanda por cuenta de la pandemia y las medidas implementadas para poder controlar el contagio.

Mientras que en el período comprendido entre el 1 de enero y el 19 de marzo el consumo promedio de gas se ubicaba alrededor de 1.014  GBTUD, con la adopción de la medida de aislamiento preventivo obligatorio el consumo se redujo en marzo y abril cerca de 28%.

El consumo comprendido entre el 20 de marzo y el 31 de agosto, período en el que se mantuvo la medida, estuvo en promedio en 820 GBTUD, y tuvo un punto mínimo en Semana Santa de 677 GBTUD. Esta condición sin precedentes en la historia del mercado de gas natural en Colombia tuvo un importante efecto en el mercado secundario, que por varios días no registro transacciones.

Con la paulatina reactivación económica, el consumo de gas natural reaccionó positivamente, y el promedio en el trimestre comprendido entre septiembre y noviembre, período en el cual dejó de operar la medida de aislamiento preventivo obligatorio, se ubicó alrededor de 912 GBTUD.

Para el 2021, “vamos trabajar en potencializar la licencia bursátil para seguir contribuyendo a la eficiencia de los mercados y siendo fuente de financiación no bancaria. Vamos a incursionar en nuevos sectores y a profundizar nuestro rango de acción en los que ya estamos presentes. Específicamente, en 2021 esperamos convertirnos en el principal mercado para la negociación de contratos de energía”, señaló María Inés Agudelo, presidente de la BMC.

Justamente, en el sector de energía, como gestor del mercado de gas natural, la BMC va a implementar el Gestor 2.0 con nuevas herramientas de analítica que permitirán al mercado tener mayor capacidad de análisis y conectar más oportunidades transaccionales, bajo una operación en la nube y con servicios tecnológicos para asegurar una operación siempre disponible para las negociaciones.

También, la BMC trabaja con los reguladores para convertirse en el principal mercado para la negociación de contratos de compra y venta de energía, apalancando así la formación transparente de precios, proveyendo información a los agentes y al regulador y generando mayores oportunidades transaccionales.

Por último, la BMC va a invertir $4.500 millones de pesos en la modernización de su plataforma transaccional, para ofrecer nuevos productos y servicios para sus clientes.

La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) informó que el pronóstico de cantidades de gas natural que se pueden producir para el período 2021-2025 aumentó en 24 GBTUD (2.2%) frente a las cifras de junio de 2020.

14 de diciembre de 2020.    De acuerdo con las declaraciones de producción que realizan los productores al Ministerio de Minas y Energía, las compañías Ecopetrol, Hocol y Lewis realizaron los mayores aportes en la diferencia de cantidades de gas natural declaradas.

“A pesar de la coyuntura que la industria ha vivido en los últimos meses, las empresas han trabajado para mantener los niveles de producción que garanticen la seguridad energética del país, lo cual se hace evidente con el aumento de la disponibilidad de gas natural local”, explicó Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas.

Y agregó que “2021 será un año fundamental para asegurar el abastecimiento a mediano plazo. Continuar con los proyectos en cuencas con recursos convencionales, la realización de los Proyectos Piloto de Investigación Integral en yacimientos no convencionales, así como viabilizar la normativa para proyectos costa afuera marcarán la ruta del futuro del gas natural en el país”.

El análisis de las últimas cifras declaradas al Ministerio de Minas y Energía también evidencia un aumento de 36 GBTUD (10%), frente a junio de 2020, en la producción de gas natural total disponible para la venta en el período 2021 – 2025. Estas son las cantidades que no están contratadas ni comprometidas, y que, en la medida en que aumentan, mejoran las opciones para que los compradores accedan a éstas.

En la Resolución CREG 160 de 2020, el regulador publicó lo que será la nueva metodología para remunerar la actividad de transporte de gas natural, donde se destacan estos tres aspectos.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

11 de diciembre de 2020.   Un primer aspecto tiene que ver con la desdolarización. La actual estructura de los cargos para la remuneración de la actividad de transporte de gas natural involucra cargos fijos y variables expresados en dólares para remunerar la inversión, y cargos fijos expresados en pesos para remunerar los gastos de AOM.

En la práctica, esto se traduce en que gran parte de la remuneración del transporte de gas natural está en dólares de tal manera que el riesgo de tasa de cambio lo asume la demanda en Colombia.

En la propuesta que se publicó en la Resolución CREG 160 de 2020 este riesgo de tasa de cambio pasa al transportador porque todos los cargos se fijan en pesos, lo cual se puede catalogar como la desdolarización en la remuneración del transporte de gas.

Remuneración y vida útil de los activos

Para cuando los gasoductos que cumplan su vida útil, y continúen en operación, la CREG propone reconocer las inversiones eficientes que requiera el transportador para mantener en operación el activo, y retirar de la base de activos el valor correspondiente al activo que cumpla su período de vida útil normativa.

Etapas para la implementación de la metodología

En la propuesta que se publicó en la Resolución CREG 160 de 2020 se advierten dos fases o instancias para la adopción de la metodología. Esas etapas son:

Etapa 1. Aquí el transportador calcula nuevos cargos regulados y los aplica a partir del mes siguiente a la entrada en vigencia de la metodología. Para su cálculo el transportador de gas natural utiliza la tasa de descuento actualizada que adopte la CREG, fija los cargos en pesos con TRM adoptada en la metodología, y mantiene las variables de inversión, demanda y gastos de AOM como están aprobadas en las resoluciones de cargos vigentes.

Se destaca que el transportador de gas es quien actualiza únicamente la tasa de descuento y fija los cargos en pesos. Estos cargos son transitorios y esto obedece a que los cargos de la etapa 1 estarán vigentes hasta cuando entren a regir los cargos que apruebe la CREG al aplicar la Etapa 2 de la metodología.

Etapa 2. A diferencia de la primera etapa, aquí la CREG –no el transportador– calcula nuevos cargos regulados con base en los criterios que fije en la nueva metodología. En este cálculo la CREG actualiza todas las variables involucradas en la determinación de los cargos regulados y fija los cargos en pesos con TRM de la metodología.

* Socio fundador de OGE Legal Services.

La técnica permitiría que cuatro millones de colombianos, que hoy cocinan con leña, puedan tener gas natural.

4 de diciembre de 2020.  En la Mesa técnica de la comisión V de la Cámara de Representantes , Orlando Cabrales Segovia, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), explicó por qué se debe permitir la realización de los proyectos piloto sobre fracking.

Es importante aprovechar el gas natural qué hay en los yacimientos no convencionales, teniendo en cuenta que son más de 10 millones de usuarios de gas natural en el país y este combustible ayuda a luchar contra el cambio climático por su reducción de emisiones de efecto invernadero. Aún hay cuatro millones de colombianos que cocinan con leña y a quienes debemos llevarle gas  natural para mejorar su calidad de vida

“En el gobierno del presidente Santos trabajamos en regulación ambiental para revisar los riesgos asociados a la actividad de yacimientos no convencionales. Se conformó una primera comisión de 24 expertos  (independientes y de Norteamérica) quienes hicieron recomendaciones atendiendo los temas de acuíferos, sismicidad y calidad del aire . Esto concluye con la regulación técnica y ambiental en 2014”, dijo el líder gremial.

Y agregó: “Con la segunda comisión de expertos de este gobierno, se hace énfasis en temas sociales y de entorno y, en línea con lo que recomienda la academia de ciencias de Alemania, se recomienda la realización de los proyectos piloto, los cuales son fundamentales para que sea la ciencia la que entregue las conclusiones sobre esta materia.”

La empresa de gas natural provee soluciones de luz y calor para los restaurantes a cielo abierto de Bogotá, especialmente en temporada navideña.  

2 de diciembre de 2020.   Con el propósito de apoyar la reactivación del sector de los restaurantes que hacen parte del programa “Bogotá A Cielo Abierto”, Vanti elaboró un plan que contempla el aporte de un sistema de calefacción exterior y de iluminación a gas natural para que los clientes puedan disfrutar de un ambiente agradable mientras comen.

“De esta forma, Vanti inicia un nuevo proyecto que contribuye, principalmente, a apoyar a los sectores que han sido más afectados por la pandemia y nuestra propuesta de acompañamiento consiste en la instalación de un sistema de calefacción exterior y en algunos, de iluminación a gas, para los restaurantes seleccionados; estos artefactos serán conectados a la red de gas natural, ubicada en frente de cada restaurante para que los clientes puedan disfrutar de un clima más agradable y de esta forma apoyar la reactivación del sector comercial” explicó María Paula Vergara, gerente de Marketing de Vanti.

El proyecto inició en las zonas G y T de Bogotá, y se encuentra en proceso en otros sectores de la ciudad. De esta manera se busca que se beneficien más de 30 restaurantes inicialmente; además se brindará la oportunidad para aquellos que actualmente cuentan con calefactores que no son a gas natural, para que los puedan convertir.

“Para Vanti, éste es un programa especial ya que seguimos en la búsqueda de soluciones innovadoras como es la iluminación a gas natural, a la vez que extendemos nuestras soluciones de calefacción a gas en exteriores. De esta manera seguimos comprometidos con brindar los mejores ambientes a los ciudadanos, y soluciones más competitivas a nuestros clientes comerciales.” puntualizó María Paula Vergara.

La disputa entre la dos empresas quedó zanjada tras firmar nuevos acuerdos de transporte de gas natural en firme entre la planta de Jobo y Cartagena y Barranquila.   

30 de noviembre de 2020.   Canacol Energy anunció que la Corporación y Promigas ejecutaron nuevos acuerdos en firme para transportar gas natural desde los campos de Canacol, ubicados en los departamentos de Córdoba y Sucre, a Cartagena y Barranquilla utilizando la infraestructura de transporte de gas existente.

Los nuevos acuerdos entran en vigor el 1 de diciembre de 2020 y promediarán aproximadamente 100 millones de pies cúbicos estándar por día durante un período de 10 años.

“A pesar de los largos retrasos incurridos por Promigas para cumplir con sus obligaciones contractuales relacionadas con la expansión de sus redes de gasoductos de Jobo a Cartagena y Barranquilla, Canacol ha acordado celebrar estos nuevos y revisados acuerdos en firme, para garantizar la seguridad energética de Colombia”, señaló Canacol en un comunicado.

“La misión principal de Canacol es garantizar el suministro de gas natural a los consumidores, y dados los ajustados fundamentales del balance de demanda y oferta del mercado, es importante que los proyectos de gasoductos se entreguen a tiempo”, agregaron.

Los nuevos acuerdos sustituyen los acuerdos previos, que eran objeto de disputa entre las partes.

Canacol es una compañía de exploración y producción de gas natural con operaciones enfocadas en Colombia.