Categoría: Gas Natural

Canacol Energy anunció que el 24 de agosto de 2019 logró ventas récord de gas natural de 217 millones de pies cúbicos estándar por día (MMpcsd) (38.070 barriles de crudo equivalente por día).

26 de agosto de 2019.   Este nivel de ventas en parte se logró con la recientemente anunciada finalización de la expansión del gasoducto desde las facilidades de procesamiento de gas de la Corporación ubicadas en Jobo y la ciudad de Cartagena a finales de julio de 2019.

Las ventas promedio de gas durante el mes de julio de 2019, anterior a la finalización de la expansión del gasoducto entre Jobo y Cartagena fueron de aproximadamente 122 MMpcsd. El promedio de las ventas de gas durante los primeros 15 días de agosto de 2019 fue de aproximadamente 151 mmpcsd, ya que la capacidad de la nueva expansión llego gradualmente hasta el nivel de ventas de gas de 217 MMpcsd.

Canacol espera mantener un nivel promedio de ventas de gas de aproximadamente 215 MMpcsd durante lo que resta de 2019. Charle Gamba, Presidente y CEO de Canacol, dijo que “estamos muy contentos de haber logrado este nivel histórico de ventas de gas que posiciona a la Corporación como el mayor productor independiente de gas natural en Colombia.

“Hemos demostrado cómo la declinación de producción de gas en Colombia puede ser reversada con la combinación de exploración y la construcción de nueva infraestructura de transporte de gas. Los niveles de producción de nuestros campos han sobrepasado y están reemplazando la producción de los campos de La Guajira.

“La exploración y producción de los significativos recursos de gas convencional y no convencional costa adentro y costa afuera, junto con la construcción de nueva infraestructura de transporte de gas, son la clave para asegurar la autosuficiencia energética de Colombia, evitando así el costoso escenario de importar gas natural licuado a altos precios de países extranjeros.

“Con esto en mente, nos enfocaremos ahora en la construcción de un nuevo gasoducto para transportar 100 MMpcsd de gas hacia Medellín, la segunda ciudad más grande de Colombia ubicada aproximadamente a 300 kilómetros al sur de Jobo, para finales del 2022. Con este objetivo, estamos negociando un acuerdo con Empresas Públicas de Medellín para un contrato de ventas de gas “take or pay” a 10 años que utilizará este nuevo gasoducto para entregarles gas en Medellín”.

Los empresarios paisas buscan desarrollar el mercado del gas natural como solución limpia para la movilidad y la industria, con el fin de mejorar la calidad del aire que respiran los habitantes de Antioquia.

23 de agosto de 2019.   El Comité Intergremial de Antioquia -que agrupa a los principales sectores empresariales de la región con 5 Cámaras de Comercio y 32 gremios- y la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), que representa a las 27 empresas productoras, transportadoras, distribuidoras y comercializadoras de gas natural en Colombia, anunciaron hoy la firma de un memorando de entendimiento.

El documento se firmó en el Club Unión de Medellín por Nicolás Posada López, director del Comité Intergremial del departamento, y Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas, con el apoyo de aliados como EPM y Transmetano, empresa de transporte de gas filial de Promigas y en presencia de destacadas figuras del empresariado antioqueño.

El evento contó con la intervención de Eugenio Prieto, director del Área Metropolitana del Valle de Aburrá, aliado de este acuerdo encaminado a impulsar la sostenibilidad, la competitividad y la productividad del departamento de Antioquia y del país.  Esto a través de alianzas estratégicas que buscan expandir la oferta, dinamizar la demanda y desarrollar el mercado del gas natural como solución limpia para la movilidad y la industria, con el fin de mejorar la calidad del aire que respiran los habitantes del Valle de Aburrá y Antioquia. Recordemos que Medellín es una de las ciudades colombianas con mayor contaminación del aire.

Entre los compromisos que contempla el memorando de entendimiento están:

• La reconversión a gas natural en las industrias que estén usando carbón o líquidos

• Explorar nuevas alternativas de movilidad (vehículos livianos, transporte de pasajeros y vehículos de carga) a gas natural vehicular que emite bajas emisiones y es amigable con el medio ambiente

• Promover e impulsar en los gremios afiliados al Comité Intergremial de Antioquia la implementación del parque automotor a gas natural para sus diferentes procesos y servicios

• Gestionar con los diferentes agentes de la cadena del gas natural la disponibilidad de los recursos necesarios para garantizar la existencia de bonos encaminados a facilitar la adopción de vehículos que funcionen con gas natural.

Medellín, su Área Metropolitana y Antioquia son reconocidas a nivel mundial por su liderazgo en el desarrollo, producción, adopción y adaptación de tecnologías limpias de transporte para impulsar la calidad de vida de sus habitantes, y por consolidar la base industrial y emprendedora de mayor tradición en Colombia y el norte de Suramérica.

Investigadores de la universidad coreana KAIST diseñaron materiales a base de plástico que pueden almacenar gas natural de manera más efectiva.

15 de agosto de 2019.   Los nuevos materiales no solo pueden hacer posible el almacenamiento de gas natural a gran escala, rentable y seguro, sino que además ofrecen la gran promesa para combatir el calentamiento global. El estudio fue apoyado por subvenciones de la Fundación Nacional de Investigación de Corea (NRF).

El gas natural puede almacenarse por compresión, licuefacción o adsorción. Entre estos, el almacenamiento de gas natural adsorbido (ANG) es una alternativa más eficiente, barata y segura a los enfoques de almacenamiento de GNC y GNL. Sin embargo, desarrollar materiales adsorbentes que puedan utilizar más plenamente las ventajas del almacenamiento ANG sigue siendo una tarea difícil.

Un equipo de investigación, dirigido por el profesor Cafer T. Yavuz de la Escuela de Graduados de Energía, Medio Ambiente, Agua y Sostenibilidad (EEWS), en colaboración con el grupo del profesor Mert Atilhan de la Universidad Texas A&M, sintetizó 29 estructuras poliméricas porosas únicas con flexibilidad inherente, y probó su capacidad de absorción de gas metano a altas presiones. Estos polímeros porosos tenían diversas complejidades sintéticas, porosidades y morfologías, y los investigadores sometieron cada polímero poroso a gas metano puro en diversas condiciones para estudiar los rendimientos de ANG.

De estas 29 estructuras químicas distintas, COP-150 fue particularmente notable ya que logró una alta capacidad de trabajo de metano gravimétrico entregable cuando se ubicó entre 5 y 100 bar a 273 K, que es el 98% de la capacidad de absorción total. Este resultado superó el objetivo establecido por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE). COP-150 es la primera estructura en cumplir los requisitos gravimétricos y volumétricos del DOE para el uso vehicular exitoso, y el costo total para producir el adsorbente COP-150 fue de solo 1 dólar por kilogramo.

COP-150 se puede producir utilizando materiales plásticos de libre y fácil acceso, y además, su síntesis se lleva a cabo a temperatura ambiente, abierta al aire, y no se requiere purificación previa de los productos químicos. La estructura flexible activada por presión de COP-150 también es ventajosa en términos de la capacidad de trabajo total de metano suministrable para aplicaciones reales.

El equipo de investigación creía que el aumento de la presión flexiona la estructura de red de COP-150 mostrando un comportamiento de “hinchamiento”, y sugirió que la flexibilidad proporciona una desorción rápida y un control térmico, mientras que la hidrofobicidad y la naturaleza del marco unido covalentemente permiten que estos materiales prometedores toleren condiciones duras.

Este mecanismo de hinchamiento de la expansión-contracción resuelve otros dos problemas importantes, notó el equipo. En primer lugar, cuando se usan adsorbentes basados ​​en dicho mecanismo, se pueden eliminar los picos de presión inseguros que pueden ocurrir debido a los cambios de temperatura. Además, la contaminación también se puede minimizar, ya que el adsorbente permanece contraído cuando no se almacena gas.

El profesor Yavuz dijo: “Visualizamos una gran cantidad de nuevos diseños y mecanismos que se desarrollarán con base en nuestro concepto. Dado que el gas natural es un combustible mucho más limpio que el carbón y el petróleo, los nuevos desarrollos en este ámbito ayudarán a optar por el uso de combustibles menos contaminantes”.

El profesor Atilhan estuvo de acuerdo en que el impacto más importante de su investigación es en el medio ambiente. “Usar más gas natural que carbón y petróleo reducirá significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero. Creemos que algún día podremos ver vehículos equipados con nuestros materiales que funcionan con un combustible más limpio como el gas natural”, agregó.

Fuente: KAIST

Canacol Energy Ltd. reportó sus resultados financieros y operativos para los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2019.

9 de agosto de 2019.   Charle Gamba, presidente y CEO de la Corporación, comentó: “El segundo trimestre vio un aumento del 9% en la producción de gas natural para los tres meses terminados y del 13% para los seis meses terminados, en comparación con los mismos periodos de 2018, también importantes descubrimientos de exploración con los pozos Acordeón-1 y Ocarina-1.

“También vimos el completamiento de los trabajos en la expansión del gasoducto de Jobo a Cartagena, lo cual aumentará las ventas de gas a 215 MMscfpd en agosto. Para lo que resta de 2019, nos enfocaremos en: 1) la ejecución de lo que resta de nuestro programa de perforación exploratoria y de avanzada para aumentar nuestra base de reservas, y 2) la ejecución de nuevas ventas de gas natural y los contratos de construcción de gasoductos para entregar 100 MMscfpd de gas natural a Medellín a finales de 2022.”

Hechos destacados

Los aspectos financieros y operacionales más relevantes de la Corporación incluyen:

•   Las ventas contractuales realizadas de gas natural aumentaron 8% y 11% a 120.5 MMscfpd y 121.3 MMscfpd para los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2019, respectivamente, en comparación con 111.9 MMscfpd y 109.1 MMscfpd para los mismos periodos de 2018, respectivamente.

•   Los volúmenes promedio de producción de gas natural aumentaron 9% y 13% a 121.5 MMscfpd y 122.4 MMscfpd para los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2019, respectivamente, en comparación con 111.4 MMscfpd y 108.4 MMscfpd para los mismos periodos de 2018, respectivamente.

•   Los ingresos totales de gas natural, netos de regalías y gastos de transporte, para los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2019, aumentaron 8% y 15% a $45.7 millones de dólares y $93.1 millones de dólares, respectivamente, en comparación con $42.4 millones de dólares y $81.1 millones de dólares para los mismos periodos de 2018, respectivamente, principalmente debido al aumento de la producción de gas natural.

•   Canacol registró un EBITDAX de $37 millones de dólares y $76.8 millones de dólares para los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2019, respectivamente, en comparación con $33.6 millones de dólares y $67.2 millones de dólares para los mismos periodos de 2018, respectivamente.

•   La Corporación registró un resultado neto de $1.9 millones de dólares y $8.2 millones de dólares para los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2019, en comparación con la pérdida neta de $26 millones de dólares y $17.7 millones de dólares para los mismos periodos de 2018.

•   La Corporación perforó exitosamente dos pozos de exploración, Acordeón-1 y Ocarina-1, durante los tres meses terminados el 30 de junio de 2019 y dos pozos de desarrollo, Palmer-2 y Nelson-7, durante los seis meses terminados el 30 de junio de 2019, los cuales están en producción permanente en su totalidad.

•   La Corporación completó la expansión de su facilidad de procesamiento de gas natural Jobo 3 durante el segundo trimestre de 2019, aumentando la capacidad de tratamiento de gas natural de niveles anteriores de 200 MMscfpd hasta 330 MMscfpd.

Perspectiva

Para lo que resta de 2019, Canacol está enfocada en ejecutar su programa de perforación exploratoria y de desarrollo, y ejecutar los acuerdos necesarios relacionados con la construcción de un nuevo gasoducto a Medellín, el cual transportará 100 MMscfpd de gas a finales de 2022.

El programa de perforación de 2019 ha sido exitoso hasta la fecha, con dos descubrimientos, Acordeón-1 y Ocarina-1, y dos pozos de desarrollo exitosos, Palmer-2 y Nelson-7. El éxito en Acordeón-1 y Ocarina-1 aumenta la posibilidad comercial de exploración de Canacol a 85%, una métrica líder en la industria para un play de gas convencional onshore.

Lo que resta del programa de perforación incluye el pozo de avanzada Pandereta-5, el cual se encuentra actualmente en perforación, seguido por el pozo de avanzada Clarinete-4, y los pozos de exploración Porro Norte-1 y Arandala-1 hacia el final del año.

Respecto al proyecto del gasoducto a Medellín, la Corporación espera ejecutar contratos de ventas take-or-pay con una importante compañía colombiana de servicios públicos durante agosto de 2019, donde la mitad de la capacidad del nuevo gasoducto será contratada por un periodo de 10 años. El siguiente paso será, a finales del tercer trimestre de 2019, formar el consorcio que construirá y operará el gasoducto.

Promigas puso marcha el nuevo gasoducto Jobo-Majaguas en los departamentos de Sucre y Córdoba, con lo cual amplía su capacidad de transporte de gas natural hacia la costa Caribe.

25 de julio de 2019.   El proyecto, que facilitará la salida del gas natural de los departamentos de Córdoba y Sucre, inició en enero de 2019 con una inversión de 240.000 millones de pesos y cuenta con una longitud de 85 Km.

Al mismo tiempo también comienza la operación de la Estación Compresora Filadelfia en Sucre, cuya obra inició en julio de 2018 y que cuenta con 25.000 metros cuadrados de área total intervenida, con una inversión de 55.000 millones de pesos. Los equipos turbocompresores a gas con que cuenta la estación, posibilitan un aumento en más de cuatro veces su capacidad actual.

Este gasoducto y la estación compresora forman parte de la primera entrega del proyecto de ampliación de la red existente de transporte de gas natural en 100 Millones de pies cúbicos día (Mpcd), lo cual hará posible incorporar las nuevas reservas de gas desde los campos de Sucre y Córdoba, ampliando la oferta hasta los principales centros de consumo de la costa Caribe. Esta nueva capacidad adicional de transporte de combustible representa un 30% de la demanda actual de la costa.

Las correspondientes licencias de intervención arqueológica y permisos ambientales se obtuvieron en 2018 y se generaron con el proyecto 1.430 empleos directos. El 42% del total de trabajadores empleados durante el proceso constructivo fue mano de obra no calificada contratada en la región.

La decisión de Promigas de realizar esta inversión muestra su compromiso con la expansión de la infraestructura de transporte acorde con el crecimiento en la oferta de gas natural de las empresas productoras, garantía para consolidar el potencial energético más importante que hoy tiene el país.

Por su parte, Orlando Cabrales Segovia, presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), dijo que “este es un ejemplo de que la industria de gas sigue avanzando y modernizándose. En el último lustro se agregaron 278 km a la red de gasoductos de transporte del país, con los cuales se llegó a 7.499 km.

“La sola expansión de la infraestructura de transporte representa US$300 millones, lo que adicionará 220 Mpcd al sistema, que lo consolida como uno de los mejores de Latinoamérica, con nuevas comprensoras y loops”.

Pese a que la producción y el consumo de gas natural están creciendo en el país andino, la preocupación está por el lado de las reservas, que vienen cayendo de forma sostenida en los últimos años.

24 de julio de 2019.   Entre enero y junio de 2019, la producción comercial de gas natural en Colombia alcanzó los 1.040 millones de pies cúbicos promedio día (mpcd), un 8,6% más que en el mismo periodo del 2018, cuando se registró una producción de 957 mpcd.

Específicamente, durante junio la producción promedio de este hidrocarburo se ubicó en 1.042 mpcd, con un aumento del 0,6% en comparación con el mismo mes de 2018 (1.036 mpcd), y un aumento de 1,77% con respecto a mayo de 2019 (1.024 mpcd), debido a una mayor demanda.

“El aumento en la producción de gas demuestra la efectividad del plan de reactivación de la industria para seguir impulsando la inversión, la generación de empleo y la transformación energética con el uso de combustibles más limpios. Nuestra apuesta es trabajar por el incremento de las reservas de gas que hoy son de 9,8 años, para que más colombianos puedan acceder a este servicio”, dijo la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez. 

Entre los campos que incrementaron su aporte a la producción comercializada de gas en el país en junio se destacan: Chuchupa (Guajira), Kananaskis (Casanare), Cañahuate, Clarinete, Nelson y Pálmer (Córdoba).

Al respecto, el presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), Orlando Cabrales, dijo que “el aumento en la producción del gas natural es una buena noticia para el país, pues significa un crecimiento en la demanda: cada vez más familias, vehículos, comercios e industrias se benefician de un combustible limpio y competitivo.

“Ya son más de 9,5 millones de hogares, comercios e industrias beneficiados y más de 1.000 vehículos pesados que usan gas natural, incluidos buses de transporte público y tracto camiones.”

Si bien el aumento del consumo es positivo, la preocupación está en el descenso sostenido de las reservas en los últimos años. En los últimos cinco años el país utilizó el 30% de las reservas que tenía y solo en 2018 perdió dos años de autosuficiencia, al pasar de 11,7 a 9,8 años en la relación R/P.

“Colombia tiene el potencial para aumentar la producción. Debemos aprovechar los recursos que tenemos en áreas continentales, costa afuera y en los yacimientos no convencionales, que nos garantizarían abastecimiento a largo plazo”, señaló Cabrales.

Las obras que conectan el gasoducto del interior del país con el de la costa norte serán una realidad a comienzos de 2020. Así, Colombia quedará completamente interconectada.  

19 de julio de 2019.   Desde la década de los setenta, los campos de Chuchupa y Ballena, operados por Chevron en La Guajira, surtieron a Colombia del mayor porcentaje de gas natural; pero esos reservorios están en declive y ahora los mayores proveedores son los campos de Cupiagua, Cusiana y Pautó en el piedemonte llanero, en el centro oriente del país.

Por eso surgió la necesidad de darle bidireccionalidad al gasoducto de Transportadora de Gas Internacional (TGI) entre Vasconia y Ballena, para enviarle gas a la costa Caribe en caso de ser necesario. Estas obras estarán terminadas a finales de 2019 y a comienzos de 2020 también será una realidad la conexión con el gasoducto de Promigas, que cubre la costa norte del país.

De acuerdo con Paulo Bacci, vicepresidente de Operaciones de TGI “en conjunto con Promigas vamos a hacer las obras de conexión en Ballena, es un tubo de no más de 50 metros, que unirá las plantas de las dos transportadoras.”

Adicionalmente a esa conexión, para que el sistema quede totalmente bidireccional, la transportadora del Grupo de Energía Bogotá está haciendo adecuaciones menores en las siete estaciones de compresión del tubo de TGI que baja de Ballena hacia Barranca.

“Es un proyecto de mucho interés para TGI y muy importante para el país porque conecta los dos sistemas. También es muy importante para los productores, porque pueden comercializar su gas en otra zona donde hoy no lo pueden hacer, para los comercializadores, para las térmicas que pueden comprar gas en otro mercado y para los industriales, por eso le estamos poniendo el acelerador”, precisó Bacci.

Aumento de capacidad

Además de esas obras, TGI está construyendo tres loops entre Cusiana y Vasconia para aumentar la capacidad del sistema. Los tramos son: Porvenir – Miraflores, 5 kms; Puente Nacional – La Belleza, 12 kms, y Puerto Romero – Vasconia, 20 kms, todos en 30 pulgadas de diámetro.

Estas obras estarán listas en febrero de 2020 y con ellas se aumentará la capacidad de transporte, que pasará de 417 a 471 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd), que representan la mitad de lo que hoy consume el país en un día.

Al concluir las pruebas del pozo exploratorio Ocarina 1, operado por Canacol Energy, se comprobó una tasa final de producción de 30,4 millones de pies cúbicos por día.

17 de julio de 2019.   Tras finalizar pruebas del pozo exploratorio Ocarina 1, en el departamento de Córdoba, la petrolera Canacol Energy Ltd., operadora y contratista con participación de 100 % del bloque VIM 5, reportó un nuevo descubrimiento de gas ubicado en el reservorio de arenisca Ciénaga de Oro (CDO).

Este pozo será conectado a las instalaciones de producción de Jobo, mediante las líneas de flujo del campo Pandereta y entraría en producción de forma permanente hacia finales de julio de 2019.

Este anuncio se suma al de principios de junio de 2019, con el pozo de exploración Acordeón 1, donde se encontró una acumulación significativa de gas en el reservorio de arenisca CDO, el cual se probó a una tasa final de 33 millones de pies cúbicos por día.

El pozo Ocarina 1 se encuentra aproximadamente a 1 kilómetro al sureste del pozo Acordeón 1, y encontró una sección gruesa contenedora de gas dentro del mismo depósito de CDO, lo que confirma una nueva acumulación significativa de gas.

De acuerdo con Luis Miguel Morelli, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), “esta es una buena noticia de cara a la incorporación de reservas de gas del país, que en 2018 por primera vez cayeron a una vida media útil inferior a los 10 años. Esperamos que con los estímulos otorgados por la administración del Presidente Duque para reactivar el sector petrolero en Colombia, y la incorporación de nuevos bloques con vocación de gas al Proceso Permanente de Asignación de Áreas, la actividad exploratoria se intensifique y los nuevos hallazgos, como el que reporta Canacol, alejen el fantasma de escasez de este energético”.

Al mismo tiempo, la canadiense Canacol Energy informó que en el pozo de desarrollo Nelson 7, también dentro del reservorio CDO, se comprobó una tasa final de 29 millones de pies cúbicos por día.

Y agregó que “el taladro Pioneer 53 se está movilizando actualmente para perforar el pozo de avanzada Pandereta 5, que probará la extensión al oeste del campo Pandereta ubicado en el bloque VIM 5, el cual fue descubierto por la Corporación a finales de 2017. Un resultado exitoso en Pandereta 5 podría resultar en un aumento importante en las reservas probadas más probables («2P») del campo de Pandereta”, indicó la petrolera.

Al 31 de diciembre de 2018, las reservas 2P del campo Pandereta eran de 100 billones de pies cúbicos, según los auditores independientes. Canacol anticipa perforar el pozo Pandereta 5 ante de que termine julio de 2019.

La estatal petrolera Ecopetrol tiene planteada su estrategia para aumentar la oferta de gas natural en Colombia, y así alejar el fantasma de la relación entre reservas y producción de menos de diez años en el país.

9 de julio de 2019.   De acuerdo con Edward Gironza, gerente de Gas de Ecopetrol, la petrolera tiene cuatro frentes para incrementar la oferta de gas más allá de los diez años actuales de reservas que tiene el país.

El primero es incrementar la oferta de los campos de Cusiana y Cupiagua, en el pidemonte llanero, con la perforación de pozos aledaños. El segundo frente son los proyectos de desarrollo de su filial Hocol, especialmente en bloques cercanos a La Guajira.

El tercer frente y donde Ecopetrol tiene las mayores expectativas son los yacimientos no convencionales (YNC) en el Magdalena Medio, “pues estos aumentarían de manera significativa las reservas de gas y crudo del país”, dice Gironza.

Y agrega que por estar localizados en esa zona, cuentan con las facilidades de infraestructura disponible, cerca de la refinería de Barrancabermeja. “Los YNC son nuestro principal capítulo de trabajo, tanto por el volumen de reservas como por la oportunidad en tiempo que tenemos de desarrollar esos recursos”, señala.

El cuarto frente de trabajo está en el off shore en el mar Caribe, donde hay un potencial importante, pero son proyectos de mediano y largo plazo que aún están en una fase preliminar.

Gironza resalta los descubrimientos de los pozos Orca, Kronos y Gorgon, “donde creemos que hay un potencial interesante, lo que viene es madurar esos campos, hacer los trabajos técnicos y traerlos a etapa comercial.”

“Este año, Ecopetrol tiene un programa para adquirir más de 2.000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D de alta definición, para terminar de cubrir los bloques del offshore, que permitirá interpretar y mapear las oportunidades. También, se está trabajando en un programa de perforación de dos pozos exploratorios para probar una estructura en cada uno de los bloques. El primer pozo se deberá estar perforando entre el 2020 y el 2021, lo que implica grandes retos tecnológicos”, dijo Gironza.

Al cierre de 2018 las reservas de gas de Ecopetrol fueron de 2.850 giga pies cúbicos (Gpc), frente los 3.148 Gpc de 2017, con lo cual la vida media de las reservas de gas de la empresa pasó de 12,4 años en 2017 a 11,1 años en 2018. Por otra parte, el funcionario anunció que a finales de 2019 entrará en operación la Planta de Estabilización de Condensados de Cupiagua, que permitirá ampliar la producción en 6.000 barriles día equivalentes de nuevos combustibles como GLP, líquidos del gas natural y pentano.

Desde julio, la estatal Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) abrirá el proceso para la selección del Gestor del Mercado de gas para un nuevo período de cinco años (2020-2024), prorrogable a diez años, según las nuevas condiciones.

5 de julio de 2019.   A mediados de julio de 2019 comienza el proceso de selección para el segundo período del Gestor del Mercado de gas natural en Colombia. La figura nació a comienzos de la década y la función del Gestor empezó en enero de 2015, a cargo de la Bolsa Mercantil de Colombia, quién ganó el primer proceso de selección.    

El nuevo proceso de selección está dividido en dos etapas: La primera, que se extenderá por 19 semanas, contempla la apertura del proceso a mediados de julio, la resolución de preguntas, la presentación de las propuestas y la publicación de los interesados habilitados. Esta etapa terminará aproximadamente en la segunda semana de noviembre de 2019.

La segunda etapa que cubre unas cinco semanas, corresponde al proceso de selección como tal por parte del comité evaluador designado por la CREG, donde se hará la evaluación técnica y económica de las propuestas, se hará el orden de elegibilidad y finalmente se seleccionará el Gestor a finales del año.

El puntaje máximo para las propuestas es de mil puntos, 700 para la propuesta técnica y 300 para la propuesta económica. Por su parte, la evaluación técnica está compuesta por la evaluación de demostración (conocimiento de la regulación y plataforma técnica), con un puntaje máximo de 350 puntos; y la evaluación de la experiencia específica, con un valor máximo de 350 puntos.   

El nuevo esquema de selección se centra en cuatro funciones principales del Gestor: Centralizador de la información, monitor del mercado, promotor para la comercialización y gestor de otros servicios.

“Con base en la experiencia acumulada, se hace necesario hacer una evaluación sobre los servicios que a la fecha viene prestando el Gestor del Mercado con el fin de continuar fortaleciendo dicho rol para beneficio de los mercados de gas natural, para mejorar especialmente la toma de decisiones, la liquidez del mercado mayorista y la formación eficiente de precios”, señaló María Claudia Alzate Monroy, experta Comisionada de la CREG.

“Se trata de que el Gestor esté más enfocado al mercado, para lo cual se requiere que mejore su rol de centralizador de la información, amplíe su rol de monitor del mercado y sea un promotor para la comercialización”, agregó Alzate.

Por eso, al Gestor del periodo que empieza en 2020 se le asignarán dos roles nuevos: el de proponer nuevos mecanismos o modalidades de comercialización del gas natural en Colombia, y el de ser un monitor permanente del mercado, con informes periódicos.

El nuevo esquema trae otra novedad y es que el contrato a cinco años puede ser prorrogable por cinco años más, por periodos de un año, siempre y cuando se cumpla con todos los indicadores de gestión o para garantizar la continuidad de la prestación del servicio del Gestor.

Calidades del Gestor

Para la selección del Gestor del Mercado, la CREG definió las siguientes ocho calidades:

• Experiencia en el manejo de información
• Experiencia en plataformas de negociación
• Que sea transparente, objetivo, neutral e independiente
• Que cuente con personal idóneo y calificado
• Que goce de buena reputación
• Que sea una empresa constituida en Colombia
• Que demuestre capacidad financiera
• Y que cuente con la Certificación ISO 27001, relacionada con la seguridad de la información.