Categoría: GNL

La región cuenta ya con nueve países importadores de Gas Natural Licuado, con 19 terminales, de las cuales siete son FSRU, y dos países exportadores: Trinidad y Tobago y Perú. En 2020 entraron dos nuevas terminales de importación, una en Brasil y otra en Puerto Rico.

11 de marzo de 2021.   Pese al carrusel al que se vio sometido el sector del gas natural licuado (GNL) en América Latina y el Caribe por causa de la pandemia de la Covid- 19, en 2021 se retomó la dinámica y los proyectos renacieron.

Luego de un 2019 sin precedentes, el 2020 vio una reducción de las importaciones de GNL del 20% en la región, lo que llevó a que el mercado solo creciera uno por ciento frente al 2019.

La principal caída de las importaciones estuvo a cargo de México, que disminuyó sus compras en 2,8 millones de toneladas en 2020, debido a la construcción de gasoductos transfronterizos con los Estados Unidos.

Así, los cambios recientes en el mercado del GNL en el continente americano han llevado a que Brasil sea hoy el mayor importador y los Estados Unidos, desde 2018, el principal proveedor del energético, desplazando de esa posición a Trinidad y Tobago.

De acuerdo con Kenna Bravo, fundadora y CEO de GNL Global, quien participó como conferencista en el Congreso GNL 2021 América Latina y el Caribe, organizado por Vostock Capital, se estima que en 2025 Estados Unidos proveerá el 85% del GNL importado en la región.

Proyectos y tendencias

El GNL proporcionan flexibilidad y seguridad energética a los países de América Latina y el Caribe por lo que existen más de 25 proyectos, pero los más avanzados son los siguientes:

Colombia: La UPME abrió la presentación de ofertas de proponentes para construir la segunda planta de regasificación en el país, localizada en el puerto de Buenaventura, con una capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), 170.000 metros cúbicos de almacenamiento y un gasoducto hasta Yumbo, con una extensión de 110 kilómetros y una capacidad de 400 MPCD.

Brasil: Este país espera consolidarse como el principal importador de GNL de Latinoamérica, en su propósito de terminar con el monopolio de importación y procesamiento de gas natural por parte de Pretrobras.

Ecuador: El gobierno aprobó la construcción de la primera planta de regasificación para atender una térmica de generación con capacidad de 400 Mw.

Chile: El país austral se convirtió en el primero de la región en construir una red logística de transporte a GNL con 30 camiones dedicados. También comenzará este año obras para la construcción de la planta de importación de Talcahuano.

Argentina: El gobierno intenta reducir las importaciones de gas natural para impulsar la producción interna. No obstante, este año llevarán una planta FSRU a la terminal de Bahía Blanca para atender el pico de la demanda en el invierno.

México: El país avanza en la construcción de la planta de licuefacción ECA, en el Pacífico, que se espera entre en operación entre 2023 y 2024. Otro proyecto de exportación es el de México Pacific Limited, que probablemente tome la decisión de inversión en este mazo, con una capacidad de licuefacción de 12 millones de toneladas por año; y existe un tercer proyecto, Pichilingue, de importación.

Nicaragua: La Asamblea aprobó la primera planta de generación a gas en ese país centroamericano, con una capacidad de 300 Mw, con la construcción de su respectivo terminal de importación de GNL.

Panamá: Se construirá una segunda planta FSRU, también vinculado a una térmica.

Puerto Rico: Se construirá la segunda planta de importación de Peñuelas.

Finalmente, Kenna Bravo señaló que los principales factores a considerar para los nuevos proyectos de GNL en la región son: Apoyo gubernamental, regulación clara y transparente sobre quién paga y cómo se remunera la inversión, selección de socios estratégicos con experiencia y con tecnologías adecuadas, que brinden soluciones integrales de acuerdo con el uso que se les vaya a dar a las plantas.

Cada vez se ve más cerca la fecha de puesta en operación de la segunda terminal de regasificación en Colombia: la planta de Buenaventura.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

4 de noviembre de 2020.   El Ministerio de Minas y Energía señaló como plazo máximo diciembre de 2024. Además, facultó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para incluir mecanismos que incentiven el cumplimiento de esta fecha.

Esas señales, junto con la que envió la Unidad de Planeción Minero Energética (UPME) al publicar el 29 de octubre la primera versión definitiva de las condiciones para seleccionar al inversionista que construirá las infraestructuras en el pacífico de Colombia, son presagios de que el país empezará a comercializar gas natural licuado importado más pronto que tarde. 

Fechas y participantes

Dentro de las reglas publicadas por la UPME se destacan las siguientes fechas relevantes: 

• Solicitud de usuario y contraseña de acceso a la plataforma tecnológica: Del 23 de marzo al 5 de abril de 2021
• Presentación de sobres 1 y 2: 27 de abril de 2021
• Resultados de sobre 1: 14 de mayo de 2021
• Resultados de sobre 2: 18 de mayo de 2021

No pueden participar los siguientes agentes:

• Productores – comercializadores de gas natural o comercializadores de gas natural importado.
• Personas jurídicas con cualquier participación en productores-comercializadores o en comercializadores de gas importado.
• Personas jurídicas que en su sociedad tengan cualquier participación de productores comercializadores o comercializadores de gas importado.

Salvo los anteriores, pueden participar personas jurídicas. Se permite vía consorcio o unión temporal, incluso sucursal de sociedad extranjera.

Las garantías a presentar son:

• Garantía de seriedad de la oferta: Se debe suscribir y presentar en el sobre 1. Debe cubrir el monto de 70.000.000 de dólares con un término de cobertura de al menos 4 meses a la presentación de la propuesta.
• Garantía de cumplimiento: Se debe declarar el compromiso de suscribirla en caso de ser el proponente adjudicado. Esta declaración es con el sobre 1. Debe tener una cobertura del 100% del valor total de la oferta.

Remuneración del inversionista

La CREG será quien establezca los requisitos y metodologías para que el inversionista seleccionado reciba su remuneración por la inversión denominada “Ingreso Anual Esperado”. La selección le otorga el derecho al inversionista adjudicatario a que la CREG le oficialice mediante Resolución el Ingreso Anual Esperado para los primeros quince años de operación.

Puede darse el caso donde la fecha de puesta en operación sea inferior a la establecida.  Por ello, el Inversionista podrá obtener su Ingreso Anual Esperado de manera anticipada.

Costo y tarifas de la terminal

El modelo para su remuneración es propio en este tipo de esquemas. En la actualidad las inversiones que se hacen en infraestructura la remuneran los beneficiarios, luego no es un esquema nuevo.

En cuanto al precio del gas que pagarán los usuarios, debe ser revisado con rigor en la medida que se pueden dar escenarios donde se identifiquen alzas y en otros donde puede haber una disminución en el precio de gas que pagarán los usuarios finales.

Por ejemplo, la demanda que hoy se atiende con gas en el Occidente del País, recibe gas desde fuentes como Cusiana, esto implica que el precio del usuario final refleje un costo alto en la tarifa de transporte, pero si se atiende desde otra fuente más cercana, puede ser que se reduzcan los precios del gas en esa región.

El precio final del gas absorbe diferentes costos y de acuerdo de dónde se esté atendiendo la demanda, se puede determinar si hay incrementos o disminución, por lo que no es cierto que por la terminal del Pacífico se dará un aumento generalizado.

Otros puntos de interés

• El Inversionista ejecutará la totalidad del Proyecto por su exclusiva cuenta y riesgo; es decir el hecho que la UPME seleccione el inversionista que llevará a cabo el Proyecto, no significa que asuma obligación, responsabilidad o riesgo alguno, así como el MME o cualquier otra entidad estatal.
• Con la selección y adjudicación del inversionista no se genera ningún vínculo contractual entre el inversionista y la UPME, el MME, o cualquier otra entidad estatal.
• La convocatoria se rige por las Leyes 401 de 1997, 142 de 1994, 1955 de 2019, 19 por los Decretos 1073 y 2345 de 2015, las Resoluciones del MME Nos. 40052 de 2016 y 40304 de 2020, junto con sus modificaciones, así como por las Resoluciones CREG Nos. 107 y 152 de 2017 y 113 de 2018, en conjunto con sus modificaciones.

*Socio fundador de OGE Legal Services.

De acuerdo con el cronograma elaborado por la UPME, se espera adjudicar el inversionista antes de finalizar el segundo trimestre de 2021.

30 de octubre de 2020.   Con la publicación de los documentos de selección del inversionista de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) da inicio oficial al proceso de convocatoria que tiene por objeto elegir al inversionista que realice la prestación del servicio de almacenamiento de Gas Natural Licuado (GNL), regasificación, transporte de gas natural y servicios asociados a la planta de regasificación del Pacífico.

La Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico es una de las obras planteadas en el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural publicado por la UPME en octubre de 2020 y adoptado por el Ministerio de Minas y Energía mediante Resolución MME 40304 de 2020.

La Infraestructura está compuesta por: i) Una planta de regasificación ubicada en el municipio de Buenaventura, Valle del Cauca, y ii) Un gasoducto que conecte dicha planta con el Sistema Nacional de Transporte de gas en el municipio de Yumbo.

Los documentos de selección del inversionista publicados por la UPME contienen las especificaciones técnicas, económicas y legales, así como las etapas definidas para el proceso de convocatorias que permitirán a los inversionistas interesados elaborar y presentar sus propuestas para participar en el proceso.

La UPME prepublicó los documentos de selección de inversionista en mayo de 2018 y junio de 2020 e incorporó en estos documentos definitivos los análisis de los comentarios realizados por los agentes interesados.

De acuerdo con el cronograma, la entidad tiene previsto culminar el proceso de selección y contar con el inversionista para la ejecución del proyecto antes de finalizar el segundo trimestre de 2021.

La empresa naviera Buquebus presentó el nuevo proyecto de integración vertical sustentable, que involucra la incorporación de dos nuevos generadores a gas natural de la firma Caterpillar, un surtidor Galileo Patagonia de GNL y dos camiones Scania P340 6×2. La inversión fue de seis millones de dólares.

29 de octubre de 2020.   La iniciativa argentina se suma a la que había comenzado hace ocho años con la adquisición del buque Francisco que opera con gas natural licuado (GNL) y la instalación de una planta de licuefacción modular en San Vicente, provincia de Buenos Aires, la cual está equipada con estaciones Cryobox desarrolladas por Galileo Technologies para proveer el GNL que alimenta a la moderna embarcación.

Los nuevos generadores permitirán aumentar la flexibilidad de dicha central y le darán la capacidad de autoabastecerse de electricidad con energía confiable, de máxima eficiencia y bajo impacto ambiental al utilizar gas natural como combustible.

Por su parte, los camiones Scania Green Efficiency convierten a Buquebus en una de las primeras compañías del mundo en incorporar esta tecnología ya que las unidades son impulsadas exclusivamente con GNL. Los camiones serán usados para transportar el GNL desde la planta de San Vicente hasta la terminal de Buquebus en Puerto Madero, para abastecer al buque Francisco.

Estos vehículos a gas permiten una autonomía de hasta 1.100 kilómetros, aumentan la eficiencia, reducen el impacto sonoro en un 50% y disminuyen las emisiones de CO₂ hasta un 20%, con respecto a las versiones diésel convencionales. Además, logran una reducción de los costos operativos de hasta un 50%. Todos los motores Scania superan las exigencias de la norma Euro VI, la más estricta de Europa en relación al control de emisiones.

El ciclo se completa con la incorporación de un moderno surtidor Galileo Patagonia, cuya manguera le dispensará 150 litros de GNL por minuto a los nuevos camiones ecológicos para una carga rápida.

El equipo permite operar a través de gasoductos virtuales, es decir, se puede transportar e instalar en centros logísticos o industriales ya que no requiere conexión a la red soterrada de gas. A su vez, está preparado para dispensar bio-GNL, lo que reduce aún más las emisiones contaminantes.

“En 2013 arrancamos este sueño con Juan Carlos, la primera planta de nano GNL del mundo, que abastece al ferry Francisco, a su vez el ferry a GNL más veloz del mundo. Destaco la unión de las empresas, porque ahora nos juntamos con Buquebus y con Scania para desarrollar este proyecto y darle GNL a los camiones de Buquebus que trasladan el combustible que se produce en esta planta a su terminal en Puerto Madero.

“En cuanto al GNL, podemos tomar gas de gasoductos convencionales, como este caso; pero al mismo tiempo hay muchos pozos no conectados en Argentina, a donde podemos acercarnos, licuar el gas, colocarlo en isocontenedores y trasladarlo a distintos lugares, como plantas eléctricas. También podemos ir a industrias, desarrollar corredores azules con estaciones de GNL, crear ciudades armando un city gate; todo eso nos da una oportunidad de crecimiento y nos permite fomentar las economías regionales, bajar el costo del transporte y fundamentalmente aportar un combustible limpio”, dijo Juan Ojanguren, vicepresidente de Galileo Energía.

Por su parte, Andrés Leonard, CEO de Scania Argentina expresó: “El camino hacia un transporte sustentable y eficiente debe ser encarado por todos los eslabones que conformamos el sector. Estos camiones de nuestra línea Green Efficiency fueron diseñados para funcionar exclusivamente con GNL, y la elección de Buquebus por este tipo de combustible alternativo es esencial para continuar disminuyendo las emisiones contaminantes”.

Por su parte, el presidente de Buquebus, Juan Carlos López Mena, expresó: “Estamos en la planta de San Vicente, donde se toma el gas natural y se convierte en GNL. Nosotros tenemos dos grandes proveedores hoy, Galileo en la parte de licuefacción de gas y Scania en la parte de transporte de ese gas licuado, que también consumen gas licuado. Es una integración perfecta. Lo que me llevó a mí hace 12 años a pensar en el gas como propulsión de los barcos era que disminuía mucho las emisiones contaminantes y me pareció apasionante.”

Como preámbulo al primer Congreso de GNL en América Latina, Vostok Capital realizó el presente informe, basado en 200 encuestas a líderes y empresas de la industria, el cual traza las tendencias, los desafíos y las oportunidades del sector en el subcontinente.

22 de septiembre de 2020.   El gas natural desempeña un papel fundamental en la implementación de energías limpias, ya que se consolida como el primer paso en la transformación de la matriz energética global.

Se espera que el consumo global de gas natural crezca 40% para 2040, según la Agencia Internacional de Energía.

Hasta que ocurra la transición completa a fuentes limpias, el sector energético debe continuar con opciones intermedias que incluyen energías renovables no combustibles, bioenergía, energía nuclear y captura y almacenamiento de carbono (CCS).

Un estudio reciente de KPMG afirma que el gas natural superará al carbón para convertirse en la segunda fuente de combustible del mundo en la próxima década.

Los mercados con alta penetración de energías renovables en sus mezclas de generación de energía están considerando al gas, a menudo entregado como gas natural licuado (GNL), como una fuente de generación de energía de respaldo confiable para complementar las energías renovables.

Este es particularmente el caso en los mercados de América Latina, como Brasil, Colombia y Panamá. Para mitigar el riesgo de falta de electricidad, varias autoridades de toda la región están recurriendo al GNL como una nueva fuente de energía cuando hay interrupciones en el suministro de hidroelectricidad.

El GNL es un respaldo más limpio para la energía hidroeléctrica que el diésel o el combustible de petróleo pesado, lo que lo hace atractivo para los gobiernos que están luchando contra el cambio climático.

Según un estudio de Pace Global Energy Services, la generación de energía a carbón produce más del doble de  emisiones de gases de efecto invernadero que la generación de energía alimentada por GNL. Además, reemplazar solo una planta de energía a carbón de 500 megavatios con generación de energía alimentada con GNL durante un año equivaldría a sacar 557.000 automóviles de las carreteras.

América Latina representa el tercer mercado para la venta de GNL en todo el mundo. México lidera el consumo en el continente, con 6,9 millones de toneladas en 2019. Brasil, Argentina y Chile también son importantes consumidores latinoamericanos y se encuentran entre los 15 principales importadores de GNL del mundo.

Se espera que el consumo regional aumente un 40% adicional para 2030 (2,6% anual), de ahí la necesidad de reemplazo de reservas a través de la exploración.

El papel  de América Latina en el sector de GNL ha sido principalmente como importador, pero esa situación está cambiando lentamente gracias al potencial de las reservas de gas natural existentes principalmente en Trinidad y Tobago, Argentina, México, Brasil y Perú (alrededor del 4% de las reservas mundiales).

Argentina está a la vanguardia de este cambio, gracias al fuerte crecimiento de la producción de gas natural en la cuenca no convencional de Vaca Muerta. En el mediano plazo, Brasil podría agregarse, beneficiándose del aumento de producción de sus vastos campos pre-salinos. Además, Bolivia podría convertirse en un exportador de GNL.

Estos países se unirían a Perú y Trinidad y Tobago, los únicos dos exportadores actuales de GNL. Con respecto a la infraestructura, Perú destaca por su importante potencial en el campo Camisea y por contar con una planta de licuefacción para exportación.

El consumo de gas en América Latina se ha duplicado en los últimos 20 años, aumentando en promedio 3,5% anual. (Fuente: BP Statistical Review 2018). El desarrollo de la actividad está dando lugar a proyectos que presentan características innovadoras en su concepción, tecnología y estructuración. Cada vez se desarrollan más iniciativas de GNL en la región, tanto por parte de gobiernos como de entidades privadas.

Actualidad regional

Para América Latina, la generación a gas natural es la mejor opción para asegurar un suministro confiable de electricidad, con un número creciente de países que buscan establecer terminales de importación de GNL y CCGT en la próxima década.

Argentina tiene la tercera reserva recuperable de gas de esquisto más grande del mundo, sin embargo, la pandemia de la Covid-19 ha tenido un gran efecto en el sector de GNL, debido a la fuerte caída de los precios del petróleo y GNL, que impacta directamente en las posibilidades de desarrollo de los yacimiento de petróleo y gas de Vaca Muerta.

Perú continúa exportando GNL a un ritmo confiable. Su exportación aumentó un 26,19% interanual hasta mayo de 2020, con envíos que alcanzaron los 18,21 millones de unidades térmicas británicas (MMBTU).

En Brasil el GNL se ha vuelto cada vez más crítico para la combinación de generación como una fuente de energía confiable y flexible para complementar y proporcionar un combustible de equilibrio crucial para la abundante pero intermitente capacidad hidroeléctrica del país.

El Caribe se enfrenta a un paisaje cambiante. Si bien la industria del gas natural en la región se había centrado anteriormente en la instalación de exportación de GNL de 15 mtpa en Point Fortin, Trinidad, un número creciente de proveedores de soluciones integradas de GNL a pequeña escala se están enfocando cada vez más en el crecimiento sustancial de las islas del Caribe.

La reestructuración de las economías caribeñas para la resiliencia que se requerirá después de la Covid-19 brinda una oportunidad única para cambiar los requisitos de combustible para la generación de energía y el transporte a alternativas más limpias como el GNL y opciones más ecológicas como las energías renovables.

En Trinidad y Tobago, los desarrollos planeados de GNL programados para después de 2021 tienen menos certeza de llegar a tiempo, y los proyectos pueden posponerse para un momento más favorable. La  National Gas Company (NGC) se está centrando en el Caribe para impulsar el comercio regional de GNL.

La compañía también investiga la viabilidad de proyectos de GNL y micro-GNL. Esto incluye la posibilidad de modificar las instalaciones de Atlantic LNG para aceptar buques más pequeños que puedan servir a las terminales de importación del Caribe.

Para México, las tendencias de la demanda a largo plazo continúan abriendo oportunidades para proyectos de gas natural, siendo los proyectos de desarrollo y los servicios de tuberías las oportunidades de inversión más atractivas en este momento, por ser vitales para la industria manufacturera mexicana.

También el gas natural transportado de otras formas podría ser un nicho de mercado atractivo, una opción que se abrió en 2020 gracias a los cambios regulatorios de Estados Unidos para los despachos de GNL a México por tren. Se necesitaría la aprobación reglamentaria para que México reciba GNL por vía ferroviaria, pero ya lo están considerando empresas estadounidenses.

El proyecto de licuefacción ECA de dos fases de $1.9 mil millones, una empresa conjunta entre las subsidiarias de Sempra Infraestructura Energética Nova (IEnova) y Sempra LNG, está esperando la aprobación de exportación. El proyecto ya cuenta con autorizaciones del Departamento de Energía de EE.UU. que permiten a Sempra exportar gas natural producido en EE.UU. a México y luego reexportarlo a nivel mundial.

Para Colombia, la situación es de incertidumbre. Desde 2012 las reservas de gas natural vienen cayendo consistentemente a alrededor de 3 terapiés cúbicos al cierre de 2019. En cuanto a proyectos, en marzo de 2021 se adjudicaría la planta regasificadora del Pacífico y el gasoducto Buenaventura-Yumbo, por US$700 millones. El estimado  del  Gobierno es que la planta entre en operación en 2024.

Marcando un nuevo hito en su compromiso con una matriz energética nacional más limpia y sostenible, comenzó a operar el primer camión de la flota de ENAP que utiliza GNL. Se trata de un vehículo más eficiente, no ruidoso y que emite 85% menos gases de efecto invernadero, comparado con un vehículo homólogo que utilice diésel.

14 de agosto de 2020.   Fabricado por la firma italiana Iveco y operado por la empresa de Transportes Santa María y Cryolab, el vehículo a gas natural licuado (GNL) inició su viaje inaugural desde el Terminal GNL de Quintero, donde realizó su primera carga de combustible bajo estrictas medidas de seguridad. Con una autonomía de 1.600 kilómetros aproximadamente, el camión llegó hasta la Planta de Regasificación de ENAP en Pemuco, desde donde se inyectó el gas transportado a la red de Concepción.

“Este ejemplo del equipo de ENAP demuestra lo que se puede hacer con creatividad e innovación”, señaló el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, quien acudió al Terminal de Quintero.

“Queremos empujar hacia una matriz energética más amigable con el medioambiente. Y este es un camión que consume GNL, que casi no contamina. Tiene una autonomía muy grande y, además, es mucho más silencioso, lo que mejora la calidad de vida de las personas, pero además hace más grata la conducción. Es un muy buen ejemplo de que podemos generar inversión, mayor eficiencia en las operaciones y además cuidar el medioambiente. El gobierno está comprometido con transitar hacia una matriz más limpia y específicamente limpiar el transporte, que es uno de los sectores más complicados”, agregó el funcionario.

El gerente general de ENAP, Andrés Roccatagliata, también comentó: “Como empresa pública clave para el abastecimiento de combustibles en el país, estamos dando un ejemplo, innovando, para pasar a una tecnología que es más amigable con el medioambiente. Estamos muy contentos de presentar el primer camión 100% a Gas Natural Licuado de nuestra flota”.

El máximo ejecutivo subrayó que el objetivo de la estatal es “no es quedarnos en esta experiencia piloto, sino que queremos que se entusiasme el resto de las compañías, el resto de la flota, el resto de los transportistas, para que vayamos mirando esta tecnología que se justifica con creces”.

De hecho, este camión es parte del proyecto que la Gerencia de Gas y Energía de ENAP ha desarrollado con el objetivo de instalar al GNL como un combustible alternativo para el transporte de carga por carretera y el transporte público.

En la actualidad, la estatal dispone de una flota de 94 camiones que recorren anualmente cerca de 18.000.000 de kilómetros entre sus distintas instalaciones y hacia sus principales clientes, de manera de garantizar el combustible al país.

De acuerdo con los resultados de estos primeros recorridos, la compañía podría iniciar el proceso de conversión gradual de sus vehículos, permitiendo capturar las ventajas económicas y medioambientales que el GNL otorga al transporte de carga por carretera.

Fuente: ENAP

Petronet LNG, la compañía de infraestructura de GNL más grande de India, adoptará una estrategia triple para expandir su negocio en el país después de que el gobierno permitiera la comercialización y distribución de GNL por parte de cualquier entidad.

16 de julio de 2020.   Petronet busca impulsar la infraestructura de gas natural licuado (GNL) en carreteras de India, donde el combustible no está disponible para vehículos pesados. Como parte de esta estrategia, la compañía establecerá 1.350 estaciones de servicio de GNL en las principales rutas nacionales.

“Ahora hay un campo de juego nivelado para la instalación de estaciones de GNL. Por lo tanto, hemos planeado el desarrollo de nuestro corredor de GNL en tres fases”, dijo Vinod K Mishra, director de finanzas de Petronet LNG.

En la primera fase, la compañía instalará 50 estaciones en cinco autopistas principales, que incluyen el Corredor Oeste y el Corredor Sur, para 2021. En la segunda fase, se planea desarrollar alrededor de 300 estaciones de GNL en todas las carreteras, mientras que en la tercera etapa se construirán 1.000 estaciones.

India tiene un total de 87 carreteras nacionales que interconectan la capital del país y las capitales estatales a través de ciudades importantes. Petronet LNG espera cubrir unos 35.000 km de autopistas, teniendo en cuenta que el 25% de las autopistas tiene circulando vehículos comerciales medianos y pesados, tránsito de varios puertos, minas, complejos petroquímicos, industrias de bienes de consumo y centros logísticos.

“En la mayoría de los casos, estaremos vinculados con compañías de distribución de gas de la ciudad, compañías del mercado petrolero y otros actores porque nuestra intención es mejorar el uso de GNL en el sector automotor, especialmente en los camiones de larga distancia y los autobuses interestatales”, agregó Mishra.

El pasado 7 de junio, la Junta Reguladora de Petróleo y Gas Natural (PNGRB) dijo que cualquier entidad elegible puede establecer una estación de GNL en cualquier parte del país. Esto se hizo no solo para promover el GNL como combustible alternativo para vehículos pesados, sino también para ayudar a reducir la dependencia del petróleo, más del 80% del cual se importa en el país.

A propósito de los avances para seleccionar al constructor y oprador de la planta de regasificación de Buenaventura, apuntes del abogado Hembarth Suárez.  

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

7 de julio de 2020.   La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) dio a conocer unos segundos “pre-documentos” para seleccionar al inversionista que construirá la segunda planta de regasificación en Colombia. Dado que es un proceso que sigue en construcción, ya más maduro que antes, siguen algunos puntos pendientes por resolverse.

Un punto es si el costo de las dos infraestructuras lo asumiremos en un 100% todos los colombianos o solo algunos consumidores y agentes en particular. Esto sigue picando como un tábano a muchos. 

Otro punto que inquieta es, si la unidad flotante que trae el gas natural licuado (GNL) ingresa primero en operación, lo cual es muy probable, cómo se distribuirá el gas. Si se tiene pensado que será por gasoductos virtuales, es decir, a través de vehículos, pues muy bien porque se crea una oportunidad para las empresas que desarrollan este esquema. La oportunidad, en mi opinión, es que estas empresas podrán ampliar la prestación de servicios en nuevas regiones o áreas, con lo cual se fortalecen los gasoductos virtuales.

Algo que sí está claro es que el inversionista asumirá, a su propio riesgo, todos los aspectos del proyecto. Incluso se advierte que el agente seleccionado asumirá las consecuencias de que la CREG no oficialice oportunamente el Ingreso Anual Esperado que es la metodología de remuneración que recibirá el inversionista.

En lo que tiene que ver con la dinámica para la selección del inversionista, tenemos que será la de oferta y contraoferta. La oferta debe estar integrada por dos sobres, el primero es para la propuesta técnica y el segundo es para la propuesta económica.

En mi opinión, independiente de las razones que existen en contra o a favor de la construcción de la planta, conviene que Colombia siga reforzando sus reservas, activando las operaciones de exploración y producción de hidrocarburos off shore junto con la exploración de los Yacimientos No Convencionales.

Por último, en materia jurídica y contractual, conviene identificar cuál es el contrato que materializa los servicios de una planta de regasificación. Al contrato se denomina TUA por sus siglas en inglés, Terminal Use Agreement, el cual regula el uso de las facilidades de almacenamiento y regasificación. El objeto de este contrato es regular los servicios de recibo, almacenamiento y regasificación del gas natural adquirido a través del acuerdo marco para la compra y venta de GNL.

*Socio fundador de OGE Legal Services

El nuevo ministro de Minas y Energía Diego Mesa anunció la apertura de pleigos para la construcción de la Planta de Regasificación del Pacífico y el gasoducto Buenaventura-Yumbo.

Por: VALORA ANALITIK

3 de julio de 2020.   En mayo pasado, el ahora ministro de Minas y Energía de Colombia, Diego Mesa, había revelado que la adjudicación de la planta regasificadora del Pacífico se movería para el primer trimestre de 2021.

En su primera presentación ante los medios de comunicación como ministro, confirmó que la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó para comentarios un primer borrador de la convocatoria pública para la adjudicación del proyecto con una inversión estimada de US$700 millones.

De acuerdo con el borrador –que estará para comentarios hasta el 17 de julio-, se estima que la audiencia pública para apertura de sobres con las ofertas por parte de los inversionistas será el ocho de marzo de 2021. Sin embargo, se deja claro en el cronograma que podrá haber contraofertas, proceso que se cumplirá hasta el 12 de abril.

El estimado del Gobierno, dijo el ministro, es que la planta entre en operación en el 2024.

Los interesados deberán presentar una Garantía de Seriedad como mínimo por US$70 millones que podrá estar denominada en pesos colombianos, para lo cual se deberá utilizar la Tasa Representativa del Mercado vigente el día de su expedición.

Empresas como Promigas y el Grupo Energía Bogotá (GEB) han manifestado desde hace varios meses su interés por participar en el proyecto que contempla la construcción de las instalaciones para regasificar el combustible que llegue en los buques junto con un gasoducto desde el puerto de Buenaventura hasta el municipio de Yumbo, Valle del Cauca.

En el documento se lee que: “El Ingreso Anual Esperado Ofertado deberá reflejar los costos asociados con la preconstrucción (incluyendo diseños, servidumbres, estudios, licencias ambientales y términos para su trámite, demás permisos o coordinaciones interinstitucionales, honorarios de la Fiduciaria y el Auditor y todo otro concepto aplicable) y construcción (incluyendo la interventoría de la obra y las obras que se requieran para la viabilidad ambiental del proyecto), el costo de conexiones al Sistema de Transporte y estaciones de transferencia de custodia que se requieran, el costo de oportunidad del capital invertido y los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) correspondientes”.

Con la iniciativa, Golar Power busca ampliar la participación del GNL de origen local en su oferta y acelerar la transición energética brasileña: de diésel, GLP o fueloil pesado a gas natural.

2 de julio de 2020.   Golar Power, una de las mayores empresas globales en la operación integral de gas natural licuado (GNL), acordó una alianza estratégica con Galileo Technologies, que proveerá su set de Soluciones Gas 3.0: Acondicionamiento de Gas, Producción Distribuida de GNL, Surtidores de GNL y Plantas Regasificadoras.

El ambicioso objetivo se da en el marco del programa nacional Novo Mercado de Gas, que tiene en cuenta que el GNL es un combustible económico y de reducida huella de carbono. Sin embargo, el acuerdo de ambas compañías procura ir hacia la etapa máxima de la transición energética desde el primer día: la producción de bio-GNL.

Los proyectos iniciales solicitados por Golar Power a Galileo involucran la provisión de dos clusters de micro-LNG. El primero estará compuesto por dos Estaciones Cryobox de producción de GNL que, conectadas a una planta ZPTS de acondicionamiento de gas, producirán 30 toneladas diarias de GNL en un pozo maduro en el Estado de Bahía.

El segundo cluster se instalará en San Pablo para capturar y licuar biometano proveniente del relleno sanitario. El mismo estará integrado por una Estación Cryobox, que tendrá capacidad para proveer hasta 15 toneladas diarias de Bio-GNL.

“Con la alianza con Galileo, vamos a sumar al Bio-GNL a nuestro portfolio y al gas doméstico licuado, ofreciendo a la población alternativas más baratas y limpias que los combustibles tradicionales”, dijo Marcelo Rodrigues, vice-presidente de Golar Power.

A través de ambas soluciones de micro-LNG, Golar Power aprovechará gas brasileño que está fuera del sistema para volcarlo a su comercialización como combustible líquido. Una vez distribuido a través de la red vial, el GNL podrá alimentar a centrales de generación eléctrica, distribuidoras de gas natural, industrias y vehículos livianos y pesados.

“A diferencia de las tecnologías de generaciones anteriores, nuestras tecnologías de tratamiento y licuefacción de gas, se adaptan a la escala de las fuentes dispersas de metano, que frecuentemente también son las más cercanas a los consumidores. Por eso, fueron desarrolladas para la producción distribuida de GNL”, señaló Horacio Andrés, vicepresidente de la subsidiaria de Galileo Technologies en Brasil.

“Las soluciones desarrolladas por Galileo permiten escalar la capacidad instalada por medio de módulos, lo que nos ayudará a atender el crecimiento de la demanda con flexibilidad y a complementar nuestros proyectos y tecnologías de small-scale LNG”, amplió Rodrigues.

Al distribuir GNL a través de la red vial, Golar Power superará los límites de la infraestructura: Brasil tiene solamente 9.409 kilómetros de gasoductos.

“Apenas 5% de los municipios brasileños son atendidos por gasoductos. Nuestro desafío es que el gas natural llegue a esas localidades y por ello apostamos al GNL para distribuirlo en pequeña escala”, concluyó Rodrigues.

La explotación de nuevas fuentes de gas brasileño también estará acompañada por nuevas alternativas para consumirlo. Golar Power instalará los surtidores de GNL de Galileo en las estaciones de la red BR para establecer Corredores Verdes, la definición brasileña de los Corredores Azules, en los que los camioneros podrán optar por la carga de GNL.

A los clientes industriales se les proveerá sistemas de almacenamiento y de plantas regasificadoras para facilitar el consumo de gas en hornos, motores y turbinas.

Fuente: Galileo Technologies