Categoría: Gas Natural

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

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.