Categoría: Gas Natural

Durante los 5 años de operación del Gestor del Mercado de Gas Natural se ha evidenciado un aumento en la producción del 5% y una incidencia de las importaciones de gas natural correspondiente al 2%.

3 de diciembre de 2019.   La Bolsa Mercantil de Colombia, como el Gestor del Mercado de Gas Natural, dio a conocer el balance del año en términos de consumo sectorial y producción de gas natural en Colombia, al cierre de octubre de 2019. En términos generales, las cifras permanecen estables y se puede prever que la oferta de gas es suficiente para atender la demanda local.

A la fecha, el total de gas consumido de Colombia fue de 1.061 giga BTU (GBTUD) distribuido en los siguientes sectores, con su respectiva participación: industrial 421 GBTUD (40%), refinerías 191 GBTUD (18%), residencial 186 GBTUD (18%), generación térmica 182 GBTUD (17%), Gas Natural Vehicular 48 GBTUD (4%) y comercial 33 GBTUD (3%).

Respecto a la producción es importante destacar que el gas natural se está produciendo principalmente en Cusiana, Cupiagua, La Guajira y Jobo campos que suman el 77% del total de la producción nacional.

Al respecto, Andrés Pesca Ayala, Vicepresidente de Mercados Energéticos de la Bolsa Mercantil de Colombia, comenta que “desde el Gestor del Mercado de Gas Natural, contemplando los datos oficiales, vemos que la producción de gas en Colombia es suficiente para atender los diferentes segmentos de demanda. Desde el registro de contratos, se estima que la demanda industrial y residencial estaría cubierta para los años 2020 y 2021”.

Agregó que pensando en una visión de mediano y largo plazo, es fundamental los esfuerzos del Gobierno en la promoción de la exploración y en el desarrollo de yacimientos no convencionales, dado que existe un potencial interesante de fuentes de suministro de gas natural.

Por su parte, Rafael Mejía López, presidente de la Bolsa Mercantil de Colombia, destacó la experiencia que ha ganado el Gestor del Mercado de Gas Natural siendo una figura independiente que ha logrado entregar información clave para la toma de decisiones de los agentes del mercado y siendo también una herramienta poderosa para acompañar la visión regulatoria y las políticas públicas para impulsar el crecimiento del sector.

“Estamos evaluando propuestas de valor agregado para el mercado de gas natural, dentro de las posibilidades que nos da la regulación y la capacidad que tiene la Bolsa Mercantil para brindar más oportunidades transaccionales a los agentes. Anunciamos que en 2020 lanzaremos el Broker de Gas, una figura que dinamizará el mercado secundario de contratos de suministro y transporte”, concluyó Pesca Ayala. 

Colombia tiene gas natural, pero para incorporarlo hay que tomar medidas para liberarlo de las trabas que no le permiten un desarrollo, y construir obras que son necesarias y que están estancadas por diferentes motivos.

28 de noviembre de 2019.   Esta es tal vez la gran conclusión del Foro TGI 2019 que se realizó el pasado 26 de noviembre en Bogotá, donde se debatieron las perspectivas del gas natural en Colombia, cuyos mayores problemas actuales son la percepción de escasez y la caída sostenida de las reservas en los últimos años.

Ante la declinación de producción de los grandes depósitos de Colombia: Ballena y Chuchupa en La Guajira, y próximamente Cusiana y Cupiagua en el piedemonte llanero, la gran pregunta que se hace el sector es de dónde saldrá el gas que requiere el país.

Ricardo Ramírez, director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) sostuvo que en el corto plazo la cuenca del Valle Inferior del Magdalena es la primera opción de suministro, pero resaltó que se deben construir obras que le den confiablidad al sistema, como las bidireccionalidad de los gasoductos entre Barrancabermeja-Ballena y Cartagena- Ballena, la conexión entre los sistemas de TGI y Promigas, y la construcción de la planta de regasificación de Buenaventura.

Orlando Cabrales, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), señaló que con base en información de la Agencia Internacional de Energía, la demanda de gas natural crece cuatro veces más que la de petróleo.

“Colombia tienen gas, pero hay que desarrollarlo, por seguridad energética, por la regalías y los impuestos que le deja al país, y por los empleos que genera, entre otras razones”, dijo Cabrales y señaló que Colombia cuanta con varias alternativas de suministro: la campaña exploratoria que se desarrolle con base en la reciente asignación de áreas por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), los pilotos de fracking y la posibilidad de que el país ingrese a la dinámica internacional de gas natural licuado (GNL).

Pero aclaró que cualquiera de estas alternativas de suministro debe contemplar el tema de la competitividad, es decir, que compitan por precio en igualdad de condiciones.

Por su parte, Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) dijo que el gas representa una gran oportunidad para el país en los ámbitos social, ambiental y económico. “El país tiene un gran potencial por desarrollar, para satisfacer la demanda interna y exportar, inclusive, pero hay desafíos concretos: la infraestructura, la integración de los dos sistemas de gasoductos, la bidireccionalidad, la conexión de algunos campos a los sistemas de transporte, extender la red de gasoductos y revisar el tema de tarifas”, dijo.

Rodolfo Anaya, presidente de Vanti, también coincide con que en el corto plazo la primera acción es que se conecten los dos sistemas de transporte, separados por apenas 20 metros, que se conecten campos menores a los gasoductos, otros campos más grandes como Cóndor en el piedemonte, con reservas entre media y un tera de pies cúbicos, y en el mediano plazo el desarrollo del bloque Tayrona off shore, donde Ecopetrol encontró gas en el pozo Orca, frente a las costas de La Guajira, con un potencial de 3 millones de pies cúbicos. 

Para Alejandro Ossa, director Ejecutivo de Invest Pacific, existen 65 proyectos de inversión, principalmente industriales, en el Valle del Cauca, con inversiones estimadas en 500 millones de dólares, que generarían más de 7.000 empleos, pero un tema clave para que esos proyectos se hagan realidad es la seguridad en el suministro de energía.

Sobre la planta de regasificación del Pacífico, Ossa recomienda que se separen los dos componentes, la planta como tal y el gasoducto entre Bunaventura y Yumbo, y propuso habilitar el ferrocarril, no solo para transportar el gas sino otros productos, mientras se construye el gasoducto.

Por su parte, Marc Erb, trader de Trafigura, resaltó que en el mediano y largo plazo Colombia debe garantizar las inversiones en infraestructura de transporte y ofrecer seguridad jurídica y regulatoria, además de que el sistema debe tener redundancia.

En la instalación del Foro, Astrid Álvarez, presidente del Grupo Energía Bogotá (GEB) dijo que el negocio de gas natural sigue creciendo, independientemente de las reservas, y que por eso es clave que se garantice el suministro con gas interno o externo.

“Necesitamos más oferta y estimular demanda. Somos un país donde coexisten dos sistemas de transporte de gas natural: Interior y la Costa. Hay que promover un sistema con verdaderas reglas de igualdad y competencia, además de permitir la integración vertical”, dijo Álvarez.

En conclusión, el potencial de crecimiento de la oferta y la demanda de gas natural son enormes en el país, pero se debe dar agilidad a las diferentes alternativas de suministro, sin que sean excluyentes. En el corto plazo la tarea es concretar la bidireccionalidad y la conexión de los dos sistemas de transporte, conectar campos existentes que reinyectan el gas y aprovechar las oportunidades del creciente mercado internacional de GNL.

Hocol informó que el 22 de noviembre de 2019 firmó un acuerdo con Chevron Petroleum Company para adquirir su participación en los campos de Chuchupa y Ballena, ubicados en el departamento de La Guajira.

27 de noviembre de 2019.   Los campos son operados por Chevron a través del Contrato de Asociación Guajira (57% Ecopetrol y 43% Chevron). Bajo los términos del acuerdo, Hocol adquirirá la participación de Chevron (43%), y tomará la posición de operador.

Esta transacción está sujeta a la aprobación por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC).

“Estamos comprometidos con seguir generando valor al país y a los entornos donde operamos, así como contribuir al abastecimiento de gas para la costa norte colombiana”, afirmó Rafael Guzmán, presidente y CEO de Hocol.

Con esta operación el Grupo Ecopetrol se queda con el ciento por ciento de los dos campos, dado que Hocol es filial de Ecopetrol.

Recordemos que estos campos, los mayores de gas en toda la historia del país, fueron descubiertos por la entonces Texaco a mediados de los setenta y entraron en producción hacia 1977, con lo cual ajustan más de 40 años de producción, pero en los últimos años han entrado en franca declinación. Chuchupa es el único campo off shore en Colombia.

Más de 3,6 millones de personas disfrutan de un servicio de calidad que genera progreso para las familias, comercios e industrias de Lima y el Callao en Perú. Cálidda ha invertido en su plan de masificación del gas natural 1.100 millones de dólares y en los próximos cinco años invertirá 560 millones dólares.

15 de noviembre de 2019.  El Grupo Energía Bogotá (GEB), en cabeza de su presidente Astrid Álvarez y el presidente de la República de Perú, Martín Vizcarra, inauguraron la conexión del usuario 900.000 en el distrito de Carabayllo en Perú. Al día de hoy, ya son más de 3,6 millones de peruanos beneficiados con gas natural, combustible más económico, seguro y menos contaminante que asegura un aire más limpio.

Acompañados también por el director General de Cálidda, Martín Mejía del Carpio; Juan Carlos Liu Yonsen, ministro de Energía y Minas, y el alcalde de Carabayllo, Marcos Espinoza Ortiz, se prendió la cocina del “Restaurante Cevichería Enyer” cuyo dueño es Amador Robles, un emprendedor que gracias a su esfuerzo y perseverancia logró abrir su local y ahora ahorrará hasta el 60% en combustible gracias al uso de gas natural.

A la fecha, 27.832 familias y 153 comercios han accedido al gas natural en la zona y se espera beneficiar con el servicio a más de 45.000 nuevas familias de Carabayllo, de las cuales el 90% podrán acceder a este beneficio a través del Bonogas, programa otorgado por el Estado para el financiamiento de la instalación.

Además, el uso del gas natural en Lima ha evitado la emisión de 84 millones de toneladas de dióxido de carbono y ha disminuido el número de enfermedades respiratorias en una de las ciudades más contaminadas de América Latina.

Astrid Álvarez, presidente del GEB, destacó la importancia de las nuevas obras, porque permiten fomentar el comercio local, el cual generará un impacto positivo en la economía ya que aportará directamente a generar más empleo. También afirmó que el gas natural impacta de manera positiva en la economía familiar y de los emprendedores, pues es un combustible económico, seguro y ecoamigable, que genera ahorros de hasta el 70% mensual en el consumo promedio.

Por su parte, el director General de Cálidda, Martín Mejía del Carpio, mencionó que a la fecha la compañía ha invertido en su plan de masificación del gas natural, 1.100 millones de

dólares y en los próximos cinco años se invertirán 560 millones dólares para la ampliación del sistema de distribución de gas natural, alcanzando alrededor de 2 millones de conexiones, lo que significa que unos 7,5 millones de personas disfrutarán de los beneficios en Lima y Callao.

Actualmente, Perú tiene reservas probadas de gas natural para los próximos 35 años. Es un recurso abundante y por eso es importante que continúe masificándose su uso en hogares, negocios, industrias y en el transporte.

A través de su filial Gasnorp, Promigas firmó el contrato para el transporte y distribución de gas natural en la región de Piura, el segundo departamento más poblado de Perú, después de Lima.

12 de noviembre de 2019.   Con la participación del presidente de la República de Perú, Martín Vizcarra, y Eric Flesch, presidente de Promigas, se firmó en la ciudad de Piura el contrato de concesión del sistema de transporte y distribución de gas natural en la región de Piura, para hogares, comercios, industrias y estaciones de servicio.

El proyecto, que será ejecutado por Gases del Norte del Perú (Gasnorp) y con alcance a las provincias de Piura, Talara, Sullana, Paita y Sechura, beneficiará inicialmente a 260.000 habitantes.

Promigas, a través de Gasnorp, invertirá 230 millones de dólares en la concesión que abarca un periodo de 32 años.

El presidente de Perú, Martín Vizcarra, resaltó el impulso de la firma del contrato de concesión para la masificación del gas natural del país, enmarcada en la política energética nacional.

“Tenemos el compromiso de seguir invirtiendo en el desarrollo del gas natural en Perú, país en el que aportamos una experiencia de más de 45 años”, dijo Eric Flesch, presidente de Promigas.

Proyecto clave para Perú

Con el tendido de 1.000 km de redes con capacidad de transporte de 40 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd), que conectará a los productores de la región con usuarios de todos los segmentos- se generarán ahorros para las industrias locales del orden de 41,1 millones de dólares en los primeros 4 años de operación.

Los piuranos contarán con la tarifa de gas natural más baja del Perú, con ahorros para el usuario superiores al 50%.

Además de Gasnorp, Promigas tiene en operación dos compañías en Perú: Quavii y Calidda, esta última en asocio con el Grupo Energía Bogotá (GEB). Con la primera suministra el servicio de gas a cuatro regiones: La Libertad, Ancash, Lambayeque y Cajamarca, operación que abarca a más de 200.000 viviendas. Con la segunda atiende la región de Lima y El Callao, llevando el combustible a cerca de 900.000 hogares.

Con la llegada a Piura, Promigas se consolida como una de las empresas transportadoras y distribuidoras de gas lider en América Latina.

La compañía canadiense, que opera en el Valle Inferior del Magdalena, informó que tiene un potencial de reservas de gas natural cercano a los 2,5 terapiés cúbicos.

5 de noviembre de 2019.   Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol Energy, dijo que la compañía tiene previsto perforar 140 pozos exploratorios en los próximos diez años.

Estos pozos se realizarían en las áreas que ya tiene adjudicadas en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena (VIM), en los departamentos de Córdoba y Sucre, donde actualmente realiza sus operaciones, en campos con vocación de gas natural.

Después de Ecopetrol, actualmente Canacol es la segunda mayor productora de gas natural en el país, con 215 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd), nivel de producción que mantendrá durante el 2020.

Esta producción sale de 15 campos de producción que tiene Canacol en cinco contratos de Exploración y Producción en el VIM.

De acuerdo con Gamba, el tamaño de las campos oscila entre 15 y 250 Billones de pies cúbicos (Bcf) de reservas de gas natural seco, es decir, un 99% de metano, para un total de 600 Bpc de reservas 2P.

Con la campaña exploratoria de los próximos diez años, la Compañía aspira a incorporar reservas por 2,6 terapies cúbicos (Tpc) adicionales.

Gasoducto Jobo – Medellín

Gamba señala que los campos que Canacol tiene en la región pueden producir más de 360 Mpcd, pero solo sacan 215 Mpcd por falta de capacidad de transporte.

Efectivamente, la cuenca del VIM solo tiene una línea de evacuación, el gasoducto entre la planta de Jobo y Cartagena que, con la ampliación hecha en 2019, tiene una capacidad máxima de alrededor de 265 Mpcd.

Por eso se ha planteado la construcción de un gasoducto entre Jobo y Medellín, con una longitud de 280 kilómetros y una capacidad de 100 Mpcd, gas que compraría Empresas Públicas de Medellín (EPM).

Para este proyecto se está conformando un consorcio en el cual Canacol tendrá una participación del 25 %. El costo estimado es de entre 350 y 400 millones de dólares y entraría a operar en 2023.

Finalmente, Gamba asegura que participarán en la actual ronda de asignación de áreas por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, y lo harán por áreas que estén también en el VIM, pues “en esta cuenca hay más que suficiente para nosotros para los próximos años; así que vamos a permanecer en esta cuenca por mucho tiempo.”

Las obras hacen parte del gasoducto que transporta el combustible que se produce en los campos del sur de Córdoba y Sucre para incorporarlo al mercado de Costa. La inversión es de US$200 millones.

Por: VALORA ANALITIK

4 de octubre de 2019.   El fallo de un juzgado de Cartagena, que no permite el paso de la infraestructura de transporte de gas natural por un predio en la zona de Mamonal, tiene frenada la construcción del gasoducto con el que Promigas busca ampliar su capacidad de transporte en la Costa Caribe en 100 millones de pies cúbicos diarios (mpcd). Este volumen representa el 30% de la demanda actual de la región.

El vicepresidente de operaciones de Promigas, Alejandro Villalba, indicó que el proyecto es de gran importancia para la región porque permitirá incorporar el gas que reemplazará parcialmente la declinación de los campos de La Guajira.

La primera parte del proyecto entró en funcionamiento a mitad de 2019 con el tramo Jobo-Majaguas, en Sucre y Córdoba, y la segunda comprende la construcción de dos gasoductos paralelos de 26 kilómetros, desde Mamonal en Cartagena hasta la estación compresora de Paiva, y un segundo tramo desde Paiva hasta Caracolí en el Atlántico.

De acuerdo con la empresa, el pasado 27 de septiembre el Juzgado Séptimo Civil del Circuito de Cartagena le negó la entrega de la franja de terreno, en un predio en la zona de Mamonal, en la que se debe instalar la tubería de transporte de gas natural para seguir con la obra.

Promigas ya ha construido más de 130 km de este proyecto, el cual incluyó una megaobra de la industria de hidrocarburos como es el cruce horizontal dirigido por debajo del Canal del Dique, con una longitud de 3,4 kilómetros, considerado el más largo de Latinoamérica.

“La compañía después de intentar sin éxito la negociación directa del derecho de vía para la instalación de 732 metros lineales del gasoducto en el predio de Inversiones Barranco S.A, presentó ante las instancias judiciales el proceso para la imposición de la servidumbre”, señaló Promigas en un comunicado.

Agrega que con “la inexplicable decisión tomada por el juez de negar la entrega de la franja de terreno, se frena la ejecución del proyecto, colocando en riesgo el suministro del servicio público de gas natural a los sectores residenciales, industriales y comerciales y afectando la continuidad y confiabilidad del servicio para la Región Caribe”.

Villalba señaló que esta obra debería entrar en operación a finales de este año y que por esta situación ya se tiene un retraso del al menos tres meses. Adicionalmente se ha incurrido en costos adicionales por la pausa de los trabajos.

Señaló que el gas adicional que transportará con el gasoducto permitirá atender el combustible que garantizará la seguridad energética de la región, y que la obra fue pensada para atender la demanda de gas de las térmicas ante los efectos del verano 2019-2020. Promigas anunció que prepara la respuesta al fallo del juzgado.

La operación ascendió a 342 millones de soles, alrededor de 100 millones de dólares, con una sobredemanda de 2,2 veces el monto ofrecido. Cálidda es líder en la distribución de gas natural con cerca de 900.000 clientes en Lima y Callao.

8 de setiembre de 2019.   Gas Natural de Lima y Callao S.A (Cálidda), empresa líder en la distribución de gas natural en Lima y Callao, filial del Grupo Energía Bogotá (GEB), colocó bonos corporativos en el mercado de capitales local por 342 millones de soles, equivalentes a cerca de 100 millones de dólares a un plazo de 10 años. La tasa de emisión fue 5,03%, representando un spread de 82 puntos básicos sobre la curva de referencia en soles del Gobierno.

Credicorp Capital, estructurador y colocador exclusivo de esta transacción, recibió órdenes de inversionistas por más del doble de la transacción (744 millones de soles), lo que demuestra la gran acogida de los inversionistas entre los que se destacan las Administradoras de Fondos de Pensiones y las compañías de seguros.

Los resultados confirman la solidez financiera de Cálidda y la confianza de los inversionistas locales en su plan de inversiones de largo plazo. “Cálidda empleará los fondos captados en la emisión, para solventar su plan anual de inversiones y continuar expandiendo su red de distribución. Estimamos construir más de 1.500 kilómetros de redes de polietileno y acero en los próximos 12 meses, lo cual nos permitirá aumentar nuestra base de hogares conectados en cerca de 180.000”, dijo Martín Mejía, recientemente designado como director General de la Compañía.

Cálidda, en la que el GEB tiene una participación del 60% (el restante 40% es de Promigas) cumplió 15 años de operaciones en Perú con un crecimiento vertiginoso. Es líder en la distribución de gas natural con una participación de mercado del 73%, llevando este energético a cerca de 900.000 clientes residenciales, comerciales e industriales de Lima y Callao.

La compañía tiene 127 kilómetros de gasoductos y alrededor de 9.500 kilómetros de redes de distribución. La compañía tiene en marcha una política para conectar de manera gratuita al gas natural a más de 800 comedores populares, impactando positivamente la calidad de vida de más de 70.000 personas de bajos recursos.

Como socio de conocimiento estratégico para el evento Gastech Power & Energy 2019 en Houston, Texas, la firma AT Kearney presentará información sobre gas global, transición energética, tecnología y soluciones.

Por: BALU BALAGOPAL

5 de septiembre de 2019.   Impulsados ​​por el cambio climático y otros factores, las fuerzas que impulsan la transición energética son implacables. La industria energética se enfrenta a una variedad sin precedentes de opciones y presiones en medio de incertidumbres tecnológicas, regulatorias, geopolíticas y de otro tipo. 

El sector eléctrico ya se ha visto afectado en muchas regiones del mundo, con el gas natural y las energías renovables superando a todas las otras formas de generación. El gas está desplazando constantemente al carbón para la generación de carga base y ha sido esencial para permitir el crecimiento de energías renovables intermitentes, como la solar y la eólica.

Con emisiones de carbono a la mitad que el carbón, el gas natural está ayudando a reducir las emisiones, mientras que las energías renovables se están convirtiendo en una parte más grande y más asequible de la combinación energética. 

A pesar de los desafíos ocasionales y los cuellos de botella, los avances en los costos de producción de gas natural aguas arriba y el desarrollo de la infraestructura de flujo significan que ahora damos por sentado un suministro de gas abundante, estable y de bajo costo en América del Norte y muchas otras partes del mundo. 

Las innovaciones en el financiamiento y el desarrollo del gas natural licuado (GNL) están transformando la forma en que pensamos en conectar ese abundante suministro de gas con fuentes de demanda remotas. 

Los proyectos de gas a energía tienen la promesa de llenar las brechas de suministro de electricidad en todo el mundo. Todo esto sugiere que el gas no es solo un puente, sino más bien un facilitador de la transición vital y un pilar de un futuro energético más limpio.

La generación a gas natural, sin duda, se expandirá durante la próxima década para satisfacer la demanda. Sin embargo, ¿puede una combinación de factores económicos, tecnológicos, ambientales y políticos amenazar el papel dominante del gas? ¿Será el gas solo un puente hacia un sector de energía totalmente descarbonizado, desempeñando un pequeño papel en el panorama energético? ¿Puede el gas, como algunos han sugerido y quieren, ser relegado a un papel más pequeño incluso más rápido que el carbón? 

En el frente económico, las energías renovables bajarán la curva de costos para superar al gas natural con una participación cada vez mayor en la generación de energía, con políticas acelerando este proceso.

Entonces, ¿Las innovaciones tecnológicas y la disminución de costos harán que el almacenamiento de electricidad sea una alternativa viable a las plantas de gas para combinarse con las energías renovables? ¿Veremos más moratorias en la nueva generación a gas a medida que los operadores de la red se vean obligados a considerar las energías renovables con las soluciones de almacenamiento?

¿Cuestiones como las emisiones fugitivas obstaculizarán la aceptación pública del gas natural, especialmente si existe un mayor sentido de urgencia para la acción climática en los próximos años? ¿Serán la geopolítica y las tensiones comerciales una barrera para vincular sin problemas la oferta y la demanda mundiales?

Para seguir siendo relevante en la transición energética y más allá, la industria del gas natural debe enfrentar estos desafíos. Vemos tres prioridades: 

1. Abordar las emisiones fugitivas: Tomar medidas urgentes e integrales para reducir las emisiones fugitivas a niveles mínimos. El gas natural debe ser ampliamente aceptado como una solución y no como un contribuyente al cambio climático. Los estudios muestran que si no se controlan, las emisiones fugitivas pueden negar los efectos de reemplazar una planta de carbón por gas natural.

• Mejorar el suministro de gas natural desde las regiones productoras hasta donde se necesita: Es una tragedia que el gas natural varado continúe siendo quemado o ventilado, exacerbando las emisiones y quemando dinero en el proceso, mientras que la demanda crítica no se cumple. Esto es cierto incluso dentro de las regiones en desarrollo ricas en gas natural en África y en otros lugares donde los proyectos de energía de gas vital no se realizan. 

El desarrollo continuo de GNL y las redes de tuberías, garantizará que se suministre eficientemente el gas natural barato para satisfacer la demanda, tanto para permitir transformaciones audaces del sector eléctrico, incluso en áreas pobres en gas, y para continuar desplazando al carbón. 

• Mejorar la flexibilidad de las plantas de generación de energía a gas para maximizar su capacidad de integrar las energías renovables en la red: Las rampas y paradas frecuentes de las plantas de generación a gas extraen penalidades ambientales y de costos y reducen su atractivo y competitividad como socios para las energías renovables.

La implementación de nuevas tecnologías disponibles ahora, ya sea como modificaciones o en una nueva generación de turbinas de gas de ciclo combinado, puede mejorar la flexibilidad y reducir las penalizaciones.

Los escenarios donde el gas natural pierde frente a fuentes alternativas de energía, no se pueden descartar debido al progreso tecnológico rápido y disruptivo y otros factores. Sin embargo, las acciones proactivas pueden garantizar que el gas natural sea aceptado y siga siendo una parte vital de la transición energética en el futuro previsible.

Tomado de Gastech

El número de usuarios de gas natural en Colombia alcanza los 9,4 millones, con el mayor crecimiento en la Región Pacífica, por la masificación en Valle, Cauca, Nariño y Chocó. Además, más de un millón de pasajeros/día se moviliza en cerca de 1.600 buses operados a GNV.

3 de septiembre de 2019. En la vigésima edición del Informe del Sector Gas Natural 2019 -que presenta las cifras consolidadas a 2018- Promigas presentó resultados significativos respecto a la actualidad y el futuro del sector.

El Informe del Sector Gas Natural 2019 confirma que Colombia en 2018 contaba con 7.460 kilómetros de redes de gasoducto y con un volumen de gas transportado de 990 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd). El documento revela además que el año pasado, en el país circulaban 583.688 vehículos convertidos a gas natural vehicular (GNV) -una tercera parte de ellos en Bogotá- y 808 estaciones de servicio que cubren casi la totalidad del territorio nacional.

El informe registra que en varias ciudades de Colombia se ha decretado la operación con gas natural de buses en los sistemas de transporte masivo: Medellín (Metroplus), Cartagena (Transcaribe), Palmira (Tupal), Barranquilla (Transmetro), Cali (MIO), Manizales (Serviturismo) y Bogotá (Transmilenio). Se trata de más de 1.600 buses operando a GNV, movilizando más de un millón de pasajeros/día.

Según los datos presentados, en 2018 Colombia tenía 9,4 millones de usuarios de gas natural en 28 departamentos, llegando a 741 municipios, una cobertura efectiva del 81%. Restando por tener cubrimiento en cinco departamentos: Vichada, Guainía, Vaupés, Amazonas y San Andrés y Providencia. La variación en el número de usuarios con respecto al 2017 fue del 5%. La Región Pacífica fue la que tuvo el crecimiento más significativo, debido a la masificación alcanzada en el Valle del Cauca y la llegada del servicio a Cauca, Nariño y Chocó.

Los datos consolidados a 2018 muestran que siete de cada diez habitantes se beneficiaron con el servicio. El consumo total de gas natural alcanzó los 908 Mpcd, creciendo un 3% por año, durante los últimos 20 años. Se destaca la Costa Caribe, donde el incremento del consumo en los dos últimos años fue sustancial, por la entrada de la planta Reficar en Cartagena.

El documento revela además que, si bien en 2013 se liberan los precios en boca de pozo en La Guajira, a partir de entonces el componente de suministro (boca de pozo) en la tarifa al usuario residencial final, pasó de pesar un 24% en el 2013 a pesar 41% en 2018, con un crecimiento interanual de 15%.

El Informe del Sector Gas Natural 2019 también evidencia que desde diciembre de 2016, el país ha contado con el respaldo de la terminal de regasificación Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC), ubicada en Barú. Esta infraestructura fue realizada con una inversión de US $427 millones de dólares como respaldo al sector eléctrico colombiano. En el año 2018, SPEC alcanzó una disponibilidad de 99.2%, regasificando un promedio de 45 Mpcd durante 232 días. La terminal recibió 7 cargas, un total de 553.706 metros cúbicos de GNL.

De acuerdo con el documento, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) contempla la necesidad de construir la planta de regasificación de GNL en Buenaventura, así como un gasoducto al municipio de Yumbo (Valle del Cauca). Se estima un costo total del proyecto de 700 millones de dólares y su entrada de operación se esperaría en 2025.

De acuerdo con las cifras presentadas en el Informe del Sector, las reservas probadas del país son en la actualidad de 3,8 terapiés cúbicos (TPC), un factor R/P de 9,8 años. Colombia tiene varias alternativas para abastecerse, entre ellas: Yacimientos Offshore, Yacimientos No Convencionales e importaciones de GNL.

El informe presentado estima que los bloques ubicados en el mar Caribe: Kronos, Gorgon-1, Purple Angel-1, Tayrona y Orca-1, representarían reservas entre 7 y 30 TPC.  La capacidad que tiene el Pacífico Colombiano de convertirse en un gran productor de gas, con un potencial de 5,88 TPC en los bloques Chocó Offshore, Tumaco Offshore y Pacífico Profundo- es significativa.

De acuerdo con los expertos que elaboraron el documento, en Yacimientos No Convencionales, Colombia cuenta con un potencial de gas aproximadamente de 4 a 24 TPC en zonas del Magdalena Medio, Cesar-Ranchería- y Catatumbo.

En palabras de Eric Flesch, CEO de Promigas, “de materializarse un escenario optimista en los yacimientos potenciales descritos -y si logramos agilizar las instituciones en su toma de decisiones para concretar el potencial offshore y onshore- estaríamos hablando de un verdadero salto cuántico en competitividad y ad-portas de convertir a Colombia en una gran potencia energética”.

Fuente: Promigas