Categoría: Gas Natural

El 24 de julio, Bogotá será sede del Foro Gas 2025, que reunirá a los principales líderes del sector para entender el presente y trazar el futuro del gas en Colombia y la región. Convocan el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural y la Bolsa Mercantil de Colombia.

El próximo jueves 24 de julio, el Hotel Marriott de Bogotá será escenario del Foro Gas 2025, un encuentro técnico, abierto y estratégico que pondrá sobre la mesa los grandes retos y oportunidades del gas natural en Colombia.

La agenda abordará temas como abastecimiento, infraestructura de transporte, transición energética e incorporación de tecnologías emergentes y complementarias al gas natural, con el objetivo de dialogar y definir líneas de acción, que se encaminen a encontrar en el corto plazo soluciones concretas y sostenibles para el futuro del gas en el país.

El evento contará con la participación de más de 25 panelistas nacionales e internacionales, y busca consolidarse como el punto de encuentro para entender el presente y trazar el futuro del gas, fundamental para la competitividad y la seguridad energética del país.

El Foro Gas 2025 busca ser una plataforma de conversación informada para alinear la política pública actual, la planeación, la visión técnica y la acción multisectorial.

Durante la jornada, entidades del gobierno nacional, líderes empresariales, autoridades, reguladores y académicos participarán en los diferentes paneles hablando sobre abastecimiento de gas natural, infraestructura y transporte, comercialización y competencia y el rol del gas en la transición energética.

«Estamos ante una oportunidad para fortalecer la confianza en el gas natural como un componente clave de la transición energética, pero también como garantía de competitividad y bienestar para millones de colombianos. Este foro es un espacio para oírnos, ponernos de acuerdo y avanzar», afirmó María Inés Agudelo Valencia, presidente de la Bolsa Mercantil de Colombia.

Uno de los grandes atractivos del encuentro será la participación de expertos internacionales. Entre los panelistas está Bill FarrenPrice (Reino Unido), director del Programa de Gas del Oxford Institute for Energy Studies (OIES), reconocido por su análisis sobre el comportamiento geopolítico y de precios en los mercados globales.

También participarán Israel Hurtado (México), presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno, quien compartirá la experiencia de su país en la integración del hidrógeno verde a la matriz energética y otros elementos de cómo se ha enfrentado la transición energética; y Mauro Chávez Rodríguez (Estados Unidos), director de Gas y GNL para las Américas de Wood Mackenzie, presentando las tendencias de oferta, demanda e inversión en infraestructura de gas para América Latina.

A nivel nacional, participarán Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, y Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), quienes encabezarán el panel sobre abastecimiento y exploración.

También contará con la participación de líderes de empresas como TGI, Vanti, EPM, Terpel, Canacol Energy y Calamarí LNG, así como representantes del Ministerio de Minas y Energía, la CREG y la Cámara de Hidrógeno de la ANDI, que aportarán a la conversación desde sus diferentes las perspectivas de regulación, comunicación y transición.

El Foro Gas 2025 está organizado por la Bolsa Mercantil de Colombia en su rol como gestor del mercado, y el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural (CON-Gas), y busca ser un espacio propositivo, técnico y constructivo, orientado a soluciones de largo y mediano plazo para aportar a superar la situación coyuntural actual.

La jornada se desarrollará de manera presencial en el Hotel Marriott de Bogotá (Av. El Dorado #69 B-53). Más información: www.forogascolombia.com.

Dos pozos de producción, uno de exploración y otro de evaluación perforará Canacol en los próximos meses.

Canacol Energy anunció que en agosto pondrá en producción dos pozos de gas perforados en el yacimiento Ciénaga de Oro (CDO), en los departamentos de Sucre y Córdoba, en los contratos VIM-44 y VIM-5.

El primer pozo es Borbo-1, perforado el 13 de junio de 2025 y el 22 de junio de 2025 alcanzó una profundidad total de 10,751 pies MD. El pozo encontró 157 pies TVD de espesor contenedor de gas con una porosidad promedio del 18% dentro del yacimiento primario en las areniscas CDO.

El pozo se pondrá en producción a principios de agosto de 2025, una vez la línea de flujo que conecta la plataforma Sucre Norte, desde la que se encuentran los pozos de exploración Borbón, Zamia y Palomino, se haya conectado a las facilidades de procesamiento de gas en Jobo.

Se prevé que la producción inicial del pozo se encuentre entre 10 y 12 millones de pies cúbicos estándar por día (“MMscfpd”).

El segundo pozo es Zamia-1, que inició perforación el 24 de mayo de 2025 y el 4 de junio de 2025 alcanzó una profundidad total de 11,454 pies MD. El pozo encontró 32 pies TVD de espesor contendor de gas con una porosidad promedio del 22% dentro del yacimiento primario en las areniscas CDO.

El pozo se pondrá en producción a principios de agosto de 2025, una vez que la línea de flujo que conecta la plataforma Sucre Norte se haya conectado a las facilidades de procesamiento de gas en Jobo. Se prevé que la producción inicial del pozo se encuentre entre 8 y 10 MMscfpd.

Otro pozo de exploración, Palomino-1, iniciará perforación a finales de julio, con objetivo las arenas cargadas de gas en el yacimiento CDO en un prospecto ubicado aproximadamente a 2 kilómetros al sur del descubrimiento Borbón.

La Corporación prevé que la perforación y completamiento del pozo se tomará aproximadamente 3 semanas. En caso de éxito, el pozo se pondrá en producción a través de la línea de flujo que conecta la plataforma Sucre Norte con las facilidades de procesamiento de gas en Jobo.

Finalmente, Canacol anunció que el 30 de junio de 2025 inició la perforación del pozo Fresa-4, situado aproximadamente 1 kilómetro arriba y al noroeste del pozo de evaluación Fresa-3 recientemente perforado, que está produciendo aproximadamente 10 MMscfpd.

La Corporación prevé que la perforación del pozo se tomará aproximadamente 3 semanas, tras las cuales se pondrá inmediatamente en producción a través de la conexión existente entre la plataforma y las facilidades de procesamiento de gas en Jobo.

Con una inversión de cerca de $900 millones, se anunció el inició de las obras para la instalación del servicio de gas natural que beneficiará a 800 familias de los barrios Limonar, El Manzano y El Mirador en Soacha, Cundinamarca.

El proyecto de Vanti permitirá que 800 familias, inicialmente, y 481 lotes que aún no están construidos puedan contar con el servicio de gas natural de forma continua.

Esta obra es una de las principales apuestas de Vanti para expandir la red de gas natural en los municipios de Cundinamarca, gracias a los trabajos realizados con la Gobernación y la alcaldía de Soacha.

El anunció de inició de las obras a la comunidad, que comenzarán en agosto próximo, se realizó con la presencia del alcalde de Soacha, Víctor Julian Sánchez; el director de Asuntos Públicos de Vanti, Ricardo Garzón, concejales, ediles y juntas de acción comunal de Soacha y directivos de Vanti.

Con esta obra, se contribuye a aumentar el número de usuarios de gas natural en esta zona del país, los cuales podrán contar con un servicio que ofrece los siguientes beneficios:

•      No requiere de ningún tipo de proceso para su uso

•      No necesita almacenamiento porque se suministra en forma continua a los hogares

•      Es la fuente de energía más limpia, menos contaminante y con menor contenido de carbono de todos los combustibles fósiles, y por eso al cocinar no se tiznan las ollas o sartenes, ni se ensucia la cocina

•      Es muy económico

•      Se ahorra tiempo porque se alcanzan más rápidamente las temperaturas deseadas, reduciendo los tiempos de cocción y calentamiento

•      Es un producto más seguro que otros combustibles, pues su composición es menos pesada que el aire y en caso de una fuga, es más factible que vaya a la atmósfera y se diluya.

•      En el hogar el gas natural se utiliza para cocinar en el horno, la estufa o el asador, y para calentar el agua.

Ecopetrol, su filial Hocol y Gases de Caribe, junto con las administraciones de siete municipios del Magdalena, lideran un proyecto de inclusión energética que transforma la vida de familias de bajos recursos.

Más de 2.700 hogares de estratos 1 y 2 en los municipios de Algarrobo, Zona Bananera, Pivijay, Santa Bárbara de Pinto, Salamina, El Retén y San Sebastián de Buenavista (Magdalena) ya cuentan con acceso al gas natural domiciliario, gracias a una iniciativa de gas social liderada por Ecopetrol, su filial Hocol y Gases del Caribe.

El proyecto, que tuvo una inversión superior a los $6.000 millones, busca cerrar brechas sociales y promover el acceso a servicios públicos esenciales en comunidades vulnerables. Ecopetrol aportó más de $2.603 millones destinados a cubrir cargos de conexión e interventorías; las alcaldías locales contribuyeron con más de $1.800 millones para financiar las conexiones internas, y Gases del Caribe invirtió $1.500 millones para subsidiar estufas y otorgar descuentos en la instalación del servicio.

El programa Gas Social mejora significativamente la calidad de vida de las familias beneficiadas al sustituir el uso de leña y otros combustibles contaminantes por un servicio más limpio, seguro y eficiente. Esto se traduce en beneficios directos en salud, economía doméstica, bienestar ambiental y sostenibilidad.

“El programa Gas Social es una muestra de cómo miles de familias pueden disfrutar de un servicio de gas seguro, eficiente y accesible, cerrando brechas sociales y reduciendo el impacto en el medio ambiente”, señaló Álvaro Casanova, gerente de Gas y GLP de Ecopetrol.

“Es un orgullo trabajar de la mano con las comunidades y autoridades locales para generar un impacto positivo. Este programa mejora de forma inmediata la calidad de vida de las familias y promueve un futuro más sostenible”, afirmó Ángela Muñoz, jefe de Responsabilidad Corporativa de Hocol.

“En Gases del Caribe nos enorgullece ser parte de esta alianza que lleva el gas natural a miles de hogares en la región. Nuestro compromiso es garantizar un servicio confiable y seguro que contribuya al desarrollo sostenible del Caribe colombiano”, expresó Mario Cuello, subgerente de Distribución de Gases del Caribe.

Desde su creación, en 2019, el programa Gas Social ha conectado a más de 89 mil hogares colombianos con el servicio de gas natural.

La banda había sido capturada en noviembre de 2023, cuando se encontró que tenía un listado con más de 500 usuarios comerciales que pagaron para disminuir el valor de sus facturas de gas natural, a través de la alteración de los medidores, conexiones y otras prácticas ilegales.

El Juzgado 63 Penal del Circuito de Conocimiento de Bogotá emitió sentencia condenatoria contra Deifer Alexander Urrea Martínez (quien adicional a los delitos que se mencionan a continuación se le impuso condena por el delito de Receptación, quien sería el líder de la banda), Johan Oswaldo Becerra Medina, José Néstor Barrios Martínez y James Andrey Gómez Herrera por los delitos de Concierto para Delinquir, Defraudación de Fluidos, Acceso Abusivo a Sistema Informático Agravado, Falsedad Material en Documento Público, Usurpación de Derechos de Propiedad Industrial y de Derechos Obtentores de Variedades Vegetales, con penas de hasta 66 meses de prisión por delitos relacionados con la distribución de gas natural.

Además de la pena principal de prisión impuesta a cada uno de los condenados, el juez impuso como pena accesoria la inhabilitación para el ejercicio de derechos y funciones públicas por un tiempo igual al de la pena principal de prisión.

En noviembre de 2023, en el momento de la captura de estas personas se encontró un listado de más de 500 usuarios comerciales que aparentemente pagaron para disminuir el valor de sus facturas de gas natural a través de la alteración de medidores, conexiones y otras prácticas ilegales.

Desde ese momento, la Empresa ha presentado las acciones legales correspondientes contra dichos usuarios, quienes en algunos casos se acercaron a Vanti para tratar de llegar a acuerdos, entregar información y de esta manera normalizar su situación.

De acuerdo con las investigaciones adelantadas, los fraudes contra el servicio de gas natural domiciliario son realizados por organizaciones criminales que ofrecen a industrias y comercios prácticas ilegales para pagar un consumo inferior al valor real o dejar de pagar, generando millonarias pérdidas económicas, además de poner en riesgo la seguridad de la comunidad.

Estos delitos se han identificado especialmente en negocios de tintorería, fábricas de vidrios, hoteles, pizzerías, fábricas de tamales y lechona, asaderos, fábricas de látex, fábricas de detergentes, restaurantes, lavanderías, panaderías y moteles, entre otros establecimientos.

Además de las penas de prisión para los propietarios y/o administradores de esos establecimientos, pueden conllevar acciones de extinción del dominio de los predios en donde se lleven cabo este tipo de actividades ilegales.

El Gestor del Mercado de gas natural es el encargado de recopilar, centralizar y hacer pública la información transaccional y operativa del sector, para optimizar el uso de infraestructura de suministro y transporte; además de gestionar los mercados primario y secundario de gas natural en Colombia.

Según el más reciente informe del Gestor del Mercado, el déficit de gas natural firme para cubrir la demanda esencial e industrial de Colombia alcanzaría los 206 GBTUD —un aumento significativo frente a los 161 GBTUD reportados anteriormente—, lo que representa cerca del 20% de la demanda nacional.

Este déficit no incluye aún las cantidades de gas importado que podrían ser declaradas como disponibles para venta en firme. En este punto cabe señalar que la regasificadora de SPEC en Cartagena tiene capacidad para poner hasta 40 GBTUD en el mercado no térmico y Ecopetrol anunció que a finales de 2026 puede importar 60 GBTUD por Buenaventura.

Según el análisis del Gestor, la cantidad total de gas disponible para la venta en firme disminuyó en 91 GBTUD, frente a la declaración realizada en 2024, con respecto a las cifras estimadas hasta marzo de este año.

Este escenario podría modificarse con la entrada en vigor de la resolución CREG 102 015 de 2025, que establece que las cantidades de gas contratadas bajo la modalidad con interrupciones se consideran firmes cuando efectivamente se despachan. Esta nueva condición podría reducir el déficit estimado a 151 GBTUD.

“La participación de los agentes que importan gas será clave para reducir la brecha en el corto plazo. Si las cantidades de importación para la venta se declaran para venta firme, el déficit podría reducirse a cerca de 98 GBTUD, que representa aproximadamente el 10 % de la demanda”, explicó María Claudia Alzate, directora del Gestor del Mercado.

El Gestor pone a disposición estas cifras que son clave para anticipar riesgos de abastecimiento y oportunidades de acción para asegurar el suministro de gas en el país.

El informe completo, titulado “Análisis de la disponibilidad de gas natural para el año gas 2026”, ofrece una visión integral sobre los retos y alternativas que enfrenta el país en el suministro de gas natural en el corto plazo.

Está disponible en el enlace: https://www.bmcbec.com.co/informes/informes-de-mercado.

Con una inversión de $3.300 millones, se inició la prestación del servicio de gas natural para 500 familias en las veredas de Jazmín, Volador y Teyuna en Piedecuesta, Santander.

El proyecto permitirá que 500 familias y 11 comercios ubicados en este sector veredal de Piedecuesta puedan contar con el servicio de gas natural en sus viviendas las 24 horas de los 365 días del año de forma continua.

Esta obra se convierte en una de las apuestas de Vanti para expandir la red de gas natural en los municipios de Santander gracias a los trabajos realizados con la alcaldía del Municipio de Piedecuesta.

La puesta en servicio se entregó a la comunidad con la presencia del alcalde de Piedecuesta, Óscar Javier Santos; la presidente de Naturgas, Luz Stella Murgas; y el gerente Zona Oriente de Vanti, Juan Felipe Rojas.

El servicio de gas natural ofrece los siguientes beneficios:

•     No requiere de ningún tipo de proceso para su uso.

•     No necesita almacenamiento porque se suministra en forma continua a los hogares.

•     Es la fuente de energía más limpia, menos contaminante y con menor contenido de carbono de todos los combustibles fósiles.

•     Es económico.

•     Se ahorra tiempo porque se alcanzan más rápidamente las temperaturas deseadas, reduciendo los tiempos de cocción y calentamiento.

•     Es un producto más seguro que otros combustibles, pues su composición es menos pesada que el aire, y en caso de una fuga se diluye en el aire.

•     En el hogar el gas natural se utiliza para cocinar en el horno, la estufa o el asador, y para calentar agua, entre otros usos.

Los campos Cusiana y Cupiagua aportarán hasta 72 GBTUD. El volumen restante, 60 GBTUD, corresponde al gas natural importado que ingresará al país por Buenaventura.

Ecopetrol declaró la cantidad de gas natural disponible para la venta en firme, por un volumen entre 51 y 72 GBTUD proveniente de los campos Cusiana y Cupiagua, ubicados en el piedemonte llanero, que serán ofrecidos al mercado en el Proceso de Comercialización durante junio y julio de 2025, con entregas desde el 1 de diciembre de 2025 hasta el 30 noviembre de 2029.

En este proceso de comercialización, Ecopetrol ofrecerá adicionalmente 60 GBTUD de gas natural importado por 5 años, que ingresará al país por la costa Pacífica entre el segundo y tercer trimestre de 2026, a través del contrato de servicios de regasificación, que suscribió en febrero de este año.

“Con este proceso de comercialización, Ecopetrol ofrece a los distribuidores y comercializadores el gas disponible que tiene para la venta, que les permitirá gestionar el suministro que requieren para su operación y de esta manera llevar el energético a los hogares, comercios e industrias del país, con contratos que les garantiza firmeza de largo plazo”, indicó Álvaro Casanova, gerente de Gas y GLP de Ecopetrol.

Agregó que Ecopetrol continuará con el desarrollo de proyectos que permitan aumentar la oferta. “Invitamos a todos los agentes del sector a consultar las condiciones del proceso de comercialización para que de esta manera puedan acceder a las cantidades ofrecidas por la empresa”, señaló Casanova.

Los interesados podrán consultar la información y condiciones del proceso de comercialización para su participación en el portal web www.ecopetrol.com.co, Grupos de Interés, Ser Cliente, “Información Comercial de Gas Natural”.

Finalmente, Ecopetrol señaló que la disponibilidad adicional de gas natural de los campos Floreña y Gibraltar, que podría llegar hasta 56 GBTUD, será publicada en el siguiente proceso de comercialización de 2025, una vez superados los retos técnicos de los campos.

Con éxito culminó la segunda fase del Proyecto Regional de Integración Gasífera del Mercosur, analizando escenarios energéticos hasta 2040 y perspectivas de integración regional.

La CAF, banco de desarrollo de América Latina y el Caribe, y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) llevaron a cabo un encuentro técnico en Buenos Aires, centrado en el futuro del gas natural en los países del Mercosur y Chile.

La jornada coincidió con el cierre de la segunda fase del Proyecto Regional de Integración Gasífera, que se enfocó en las proyecciones de oferta y demanda de gas natural a medio y largo plazo, y fue precedida de sesiones de trabajo que buscaron avanzar el proceso de diálogo y consenso entre los seis países.

El evento reunió a representantes de gobiernos, empresas del sector energético y organismos internacionales, con el fin de fortalecer un espacio de diálogo técnico sobre la importancia del gas natural en la seguridad energética regional y su rol complementario en la transición hacia fuentes de energía más sostenibles.

La sesión inaugural fue liderada por Jorge Srur, gerente regional sur de CAF; Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE; Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG); y Federico Veller, Subsecretario de Combustibles Líquidos de la Secretaría de Energía de Argentina.

Andrés Rebolledo proporcionó un análisis completo sobre la función del gas natural en la agenda energética de la región, resaltando su relevancia estratégica para la integración y el desarrollo económico del Cono Sur. Rebolledo señaló que el 75% del gas consumido en América del Sur proviene de producción local y que se espera que este recurso siga representando alrededor del 20% de la matriz energética para el 2050, incluso en escenarios de neutralidad de carbono. En este marco, hizo un llamado a promover una industria gasífera con una menor huella de carbono, fundamentada en la trazabilidad, la innovación tecnológica y la cooperación entre el sector público y privado.

Por su parte, Jorge Srur, gerente Regional Sur de la CAF, reafirmó el compromiso de la organización con una transición energética que sea justa y factible, destacando logros conjuntos como el Observatorio del Metano y el financiamiento de proyectos estratégicos, como el Gasoducto Norte en Argentina.

Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, mencionó que la integración regional del gas tuvo su origen en el sector privado y que, gracias a recursos como Vaca Muerta, hoy existen condiciones tangibles para avanzar hacia una integración estructural. 

A su vez, Federico Veller, Subsecretario de Combustibles Líquidos de la Secretaría de Energía de Argentina, enfatizó los recientes avances regulatorios, el récord de exportaciones de gas y la proyección energética nacional que abarca más de 60 años, subrayando que el éxito de la integración dependerá de contratos robustos, certidumbres jurídicas y una visión compartida a nivel regional.

Durante el encuentro, se discutieron temas económicos, proyecciones de demanda energética, obstáculos para el sector privado y oportunidades de cooperación interinstitucional en el contexto de la transición energética.

Entre los hallazgos del estudio presentado, se estima un aumento en la demanda total de gas natural en el Cono Sur entre 2025 y 2040. Según los diferentes escenarios analizados, las tasas de crecimiento en la demanda gasífera eléctrica aumentan incluso en distintos escenarios de penetración renovable.

En el caso de la licuefacción y la producción de urea, se identificaron proyectos incrementales que se suman a los ya anunciados para los próximos años, algunos de los cuales dependen de posibles nuevas trazas de gasoductos. En cuanto a Uruguay, las proyecciones muestran una demanda baja, principalmente debido a procesos industriales que presentan poca flexibilidad para adaptarse a nuevas tecnologías.

En lo que respecta a la oferta de gas, regionalmente se ven proyecciones de crecimiento consolidadas de más del doble de la producción total actual para el año 2040, dado el éxito de desarrollo de las formaciones argentinas y brasileñas.

Adicionalmente, el estudio destaca un crecimiento continuo en la generación renovable, lo que refuerza su competitividad y subraya la necesidad de expandir las interconexiones eléctricas como herramientas cruciales para optimizar el uso eficiente de los recursos energéticos.

Aunque sus campos están en etapa de declinación, el Piedemonte llanero provee hoy el 51 por ciento del gas natural y el 56 por ciento del GLP que consume Colombia.

Por: MARTÍN ROSAS*

El tren del Piedemonte que opera Ecopetrol, está conformado principalmente por tres áreas en el departamento de Casanare: Cusiana (Tauramena), Cupiagua (Aguazul), y Floreña-Pauto (Yopal).

Cusiana es el campo más antiguo. Perforado a finales de los 80, fue el hallazgo más grande de la década de los 90, y se convirtió en el principal proveedor de gas natural hacia el interior del país, lo que permitió masificar el servicio público a hogares, industrias y comercios.

Pero es un viejo cansado. De los 48 pozos actuales en producción del tren del Piedemonte, Cusiana tiene solo 9; y de los 270 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) de capacidad de sus facilidades de tratamiento (CPF, por su sigla en inglés), hoy apenas pone 80 MPCD de gas en el Sistema Nacional de Transporte (SNT).

Cupiagua, por su parte, fue descubierto en 1993 y su CPF entró en operaciones en 1998. Con 24 pozos productores y una capacidad de tratamiento de 210 MPCD, hoy entrega 200 MPCD, lo cual indica que su infraestructura trabaja al tope.

Floreña es el campo más reciente, un adolescente con los bríos propios de la edad. Actualmente tiene 15 pozos productores, uno exploratorio en plena perforación y varios prospectos en camino. Pero, por no tener facilidades, su producción se envía a Cusiana para su tratamiento y transporte.

Gracias a que los campos del Piedemonte son ricos en condensados, también producen buena cantidad de gas licuado del petróleo (GLP) y gasolinas naturales. Cusiana produce 6.500 barriles diarios de GLP y Cupiagua 7.600, que sumados representan el 56% del consumo nacional.

“El Piedemonte ha sido, es y será un importante suministrador de gas de Colombia, y se confirma como una de nuestras tres áreas de gas para el país”, dice Rafael Guzmán, vicepresidente Ejecutivo de Hidrocarburos de Ecopetrol.

En ese sentido, Francy Ramírez, gerente General de Producción de Gas, señala que la compañía está haciendo las inversiones para tratar de disminuir la declinación de los campos y que los volúmenes de producción se conserven al máximo.

Una de las estrategias es disminuir la reinyección de gas en los campos maduros, pero las mayores esperanzas están puestas en Floreña N 18, un pozo exploratorio que representa todo un desafío técnico para perforar las rocas duras del piedemonte hasta unos seis kilómetros de profundidad. Una labor nada fácil que comenzó en junio de 2024 y se espera termine en octubre de 2025.

De resultar positivo, con unas reservas estimados de 200 millones de barriles equivalentes, le daría un impulso a Floreña y extendería la vida útil del tren del Piedemonte.

Un poco de historia

La vocación hidrocarburífera del Piedemonte llanero inició en 1981 cuando se descubre gas natural en el campo Apiay, en el departamento del Meta, que permitió llevar gas inicialmente a Villavicencio y luego a Bogotá, donde se concentraba la mayor población del país y, por la tanto, el mayor potencial de consumo.

En la década de los ochenta la matriz energética del país estaba conformada por petróleo en un 48,4%, la leña representaba el 22,5%, la electricidad el 12,2%, el gas natural apenas el 5,7% y el GLP con el 2,4%.

Un agravante era que el mayor consumo de electricidad residencial se debía a la cocción de alimentos y calentadores de agua, que costaba cinco veces más que si se hiciera con gas natural y tres veces más con GLP. Una bomba de tiempo en el consumo energético, porque en ese momento la generación de electricidad estaba concentrada en manos del Estado, con altas deudas con la banca multilateral, lo que hizo que el sector adoleciera de falta de inversión y altos niveles de corrupción.

En la costa Caribe, aunque el uso del gas natural se había extendido desde los años setenta, gracias a los descubrimientos de Chuchupa y Ballena, se daba un contrasentido: las térmicas a gas producían electricidad que luego se usaba para cocinar, calentar agua o encender aires acondicionados, porque miles de residencias no contaban con gas natural domiciliario.

Ese modelo energético ineficiente y en crisis financiera fue lo que llevó al gobierno de Virgilio Barco en 1986 a crear el programa ‘Gas para el cambio’, que, sin embargo, no logró desactivar la bomba de tiempo que finalmente le estalló en las manos a César Gaviria con el apagón de 1992.

De ahí la importancia de los descubrimientos y desarrollo de Cusiana y Cupiagua, que comenzaron a proveer al país con más del 60% del gas natural, un energético eficiente, económico y menos contaminante, que dio pie a lo que en su momento se llamó ‘La revolución del gas natural’.

El Piedemonte llanero quiere seguir siendo protagonista de esta historia, mientras entran en producción los campos costa afuera, estimados para comienzos de la próxima década. Por eso, Ecopetrol mantiene una campaña exploratoria cercana a los activos con once prospectos, de los cuales cuatro ya están en etapa de exploración en Floreña y dos en Cupiagua.

Cusiana no tiene proyectos nuevos en ejecución, pero en su área de influencia está Odisea, que debe sortear primero un estudio hidrogeológico solicitado por las comunidades. Si logra las licencias respectivas, el viejo productor podría ser nuevamente el gran proveedor de gas natural de antaño y revertir la tendencia de la caída en las reservas.

*Por invitación de Ecopetrol.