Categoría: GNL

La UPME concluyó que la iniciativa de almacenamiento y regasificación de GNL cumple los criterios técnicos. El proyecto permitirá inyectar hasta 250 millones de pies cúbicos diarios de gas al Sistema Nacional de Transporte.

El Ministerio de Minas y Energía informó que la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) concluyó la evaluación técnica del proyecto “Infraestructura de almacenamiento y regasificación de GNL en La Guajira con conexión al Sistema Nacional de Transporte (SNT)”, contemplado dentro del Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2032.

La evaluación determinó que la propuesta presentada por la transportadora de Gas Internacional (TGI) cumple con los criterios técnicos exigidos para su desarrollo como Proyecto IPAT (Inversiones en Proyectos Prioritarios del Plan de Abastecimiento de Gas Natural), incluyendo ubicación, capacidad y fecha de puesta en operación.

La iniciativa contempla una Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU) frente a las costas de La Guajira, infraestructura que permitirá almacenar cerca de 147.835 metros cúbicos de Gas Natural Licuado (GNL) y regasificar hasta 250 millones de pies cúbicos diarios para su incorporación al SNT.

El proyecto se conectará al nodo Ballena y aprovechará infraestructura existente del sistema gasífero en La Guajira, fortaleciendo la confiabilidad energética del país.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, aseguró que este avance técnico representa un paso decisivo para garantizar la seguridad energética nacional.

“Colombia necesita garantizar soberanía y confiabilidad energética para proteger a los hogares, la industria y la economía nacional. Este proyecto en La Guajira fortalece nuestra capacidad de abastecimiento de gas y nos permite prepararnos para los retos energéticos del futuro. Quiero agradecer especialmente a Ecopetrol y a Hocol por su compromiso con esta iniciativa estratégica para el país”, afirmó el ministro.

El jefe de la cartera minero-energética destacó además que la infraestructura se desarrollará bajo criterios regulatorios y técnicos definidos por el Gobierno Nacional, la CREG y la UPME.

El ministro también reconoció la participación de TGI dentro del proceso técnico adelantado por la UPME. “Es importante destacar que TGI fue la única empresa que presentó una propuesta concreta dentro de este proceso. Eso demuestra confianza en el país y en la necesidad de fortalecer y modernizar nuestra infraestructura gasífera”, concluyó.

De acuerdo con el informe técnico, el proyecto contempla además obras submarinas y adecuaciones en el nodo Ballena para garantizar la integración operativa con el SNT, así como permisos ambientales y marítimos que actualmente avanzan ante las autoridades competentes.

Los eventos recientes no cuestionan la viabilidad del GNL; por el contrario, subrayan la urgencia de fortalecer la resiliencia del sistema mediante la inversión en infraestructura y la diversificación de fuentes.

Por: GNL GLOBAL

Los recientes acontecimientos en el Medio Oriente, particularmente los ataques que han afectado infraestructuras críticas de exportación de gas natural licuado (GNL) en Qatar, han reconfigurado de manera abrupta la percepción del mercado global.

Lo que hasta hace pocos meses se interpretaba como un escenario de relativa holgura en la oferta, hoy se transforma en una alerta sobre la vulnerabilidad estructural del sistema energético internacional.

De acuerdo con estimaciones recientes, los daños podrían comprometer cerca del 17% de la capacidad exportadora de GNL de Qatar, con impactos potenciales que podrían extenderse entre tres y cinco años. Este hecho no solo tensiona los balances de oferta y demanda, sino que reabre un debate fundamental: ¿Qué tan resiliente es el sistema global de suministro de GNL frente a shocks geopolíticos?

Análisis de la Demanda: Flexibilidad vs. Volatilidad

La capacidad de redireccionar cargamentos, la flexibilidad contractual y el desarrollo acelerado de infraestructuras modulares —particularmente a través de unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU)— han consolidado al GNL como un instrumento clave para la diversificación y la seguridad energética de los países importadores.

Un ejemplo contundente de este aporte se evidenció durante la crisis energética en Europa entre 2022 y 2023, cuando el continente logró sustituir rápidamente el gas ruso mediante un incremento significativo de las importaciones de GNL. Este proceso fue posible gracias a la disponibilidad global de cargamentos y, sobre todo, a la capacidad de desplegar infraestructura flexible en plazos reducidos, permitiendo a varios países incorporar FSRU en tiempo récord y asegurar el abastecimiento en un entorno de alta incertidumbre.

Sin embargo, el impacto negativo por el lado de la demanda subyace en la competencia feroz y en la volatilidad que este tipo de shocks generan, lo que pone sobre la mesa dos realidades comerciales ineludibles:

Riesgo de destrucción de demanda: Si bien los precios elevados benefician a los productores a corto plazo, representan un riesgo para el crecimiento de la industria a largo plazo. Costos prohibitivos pueden obligar a las economías emergentes a retroceder hacia combustibles más contaminantes, como el carbón, comprometiendo las metas climáticas globales.

El retorno a los fundamentos (SPA): La crisis ha revalorizado los contratos a largo plazo (Sale and Purchase Agreements). Los compradores que dependían en exceso del mercado spot enfrentan hoy una volatilidad extrema, impulsando una nueva ola de acuerdos vinculantes para asegurar certidumbre en precios y volumen.

Análisis de la Oferta: El Desafío de la Concentración

La crisis actual ha puesto de manifiesto un desafío estructural que, hasta hace poco, permanecía en un segundo plano y es la elevada concentración de la oferta global. En la actualidad, apenas cinco naciones —Estados Unidos, Australia, Qatar, Rusia y Malasia— controlan más del 70% del suministro mundial. Esta dependencia de un grupo tan reducido de actores crea “puntos únicos de falla” altamente vulnerables ante conflictos geopolíticos regionales.

El hecho que los daños recientes en la infraestructura qatarí comprometan cerca del 17% de su capacidad exportadora —con un impacto operativo que podría prolongarse de tres a cinco años— subraya la fragilidad de un sistema cuya oferta está excesivamente centralizada geográficamente.

La Nueva Ola de Capacidad (2026-2030)

Sin embargo, a pesar del complejo panorama actual, el mercado mundial se prepara para una expansión sin precedentes que promete diluir estos riesgos sistémicos:

Crecimiento histórico: Según el Instituto de Estudios Energéticos de Oxford y la Agencia Internacional de Energía (IEA), se prevé que la capacidad mundial de exportación de GNL experimente un crecimiento disruptivo entre 2026 y 2030. Los pronósticos indican un aumento de aproximadamente 300 a 350 mil millones de metros cúbicos (bcm) anuales. Esta cifra representa un incremento cercano al 50% respecto a los niveles de capacidad de 2024.

Liderazgo y Diversificación: Esta expansión está impulsada principalmente por la robusta cartera de proyectos en Norteamérica (EE. UU., Canadá y México) y los ambiciosos planes de ampliación en Qatar. No obstante, la verdadera resiliencia provendrá de la diversificación geográfica: desarrollos en África y Argentina emergen como actores clave. Esto, sumado a la ejecución de miles de millones de dólares en Decisiones Finales de Inversión (FID), garantiza un mapa de suministro futuro más robusto, distribuido y menos vulnerable a crisis localizadas.

Un Pilar Estratégico Consolidado

Para 2030 se proyecta un mercado más diversificado, donde la entrada de nuevos proyectos y jugadores reducirá significativamente el riesgo de interrupciones sistémicas.

Los eventos recientes no cuestionan la viabilidad del GNL; por el contrario, subrayan la urgencia de fortalecer la resiliencia del sistema mediante la inversión en infraestructura y la diversificación de fuentes.

En un entorno global volátil, el GNL continúa siendo el pilar estratégico para garantizar la estabilidad operativa de los sistemas energéticos mundiales, mientras cataliza la transición hacia un futuro de bajas emisiones.

Uno de los grandes proyectos de regasificación que se adelantan en Colombia es el de La Guajira, desarrollado por TGI en la plataforma de Chuchupa B, perteneciente a Hocol, y que entraría en operación en 2027.

En el marco de Colombia Genera, que se realizó en Cartagena el 18 y 19 de marzo, Jorge Henao, presidente de la Transportadora de Gas Internacional (TGI), dijo que el gas de la Regasificadora de La Guajira podría llegar, puesto en el interior del país, del orden de los 12 dólares por millón de BTU.

No obstante, aclaró que ese precio puede variar dependiendo de las variaciones del mercado, principalmente por el tema geopolítico y del momento en que salgan a negociar el gas. “Por supuesto, las negociaciones a largo plazo, en lugar de negociar en spot, van a permitir traer un gas natural licuado a menor precio”, dijo Henao.

Sobre el momento en que abrirán la comercialización, no dio una fecha específica, pues están revisando de manera estratégica cuál sería el mejor punto para abrir ese proceso.

No obstante, señaló: “Lo que sí queremos es darle confianza al mercado de que es un proyecto que da absoluta certidumbre y con alta certeza de ejecución.”

Henao dijo que el proyecto se encuentra en la etapa final de cierre financiero, que les permitirá entregar la planta de regasificación en el segundo semestre de 2027, la cual tendrá una capacidad de 250 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), con una inversión de 250 millones de dólares.

Sobre la entrega del gas al Sistema Nacional de Transporte en La Guajira, dijo que es el único proyecto que no tiene restricción de transporte, porque el gasoducto Ballena-Barranca tiene una capacidad hidráulica de 300 millones de pies cúbicos diarios, a diferencia de otras soluciones que entran en otros puntos del sistema que tienen restricción de transporte.

“Aquí no hay restricción y fuera de eso, en Ballena se puede conectar al sistema de la costa Caribe o al sistema del interior del país. Es el único punto en donde se unen los dos nodos de transporte, y por eso es una solución de magnitud”, agregó.

Finalmente, sobre la solicitud de Ecopetrol de punto de conexión al sistema de TGI en Ayacucho del proyecto de reconversión de Oleoducto de Colombia a gasoducto, Henao aseguró que la respuesta fue absolutamente positiva.

“Y las respuestas se enmarcan en el sistema regulado de transporte. Para entregar gas al sistema, como a cualquier productor, por supuesto, se le debe otorgar esa conexión. Y han sido factibilidades positivas, pero se le debe entregar al transportador el gas en condiciones RUT. Ese el condicionamiento y eso, en este momento, obviamente no está. Creo que doy la respuesta clara.”

Ecopetrol y la Sociedad Portuaria Puerto Bahía anunciaron que el proyecto de importación de gas natural licuado (GNL) podría pasar de los 126 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) iniciales a 300 MPCD.

El anuncio fue hecho por Orlando Cabrales, CEO de Frontera Energy, propietaria de Puerto Bahía, y Bayron Triana, vicepresidente de Energía para la Transición de Ecopetrol, en el marco de Colombia Genera que se realizó en Cartagena el 18 y 19 de marzo.

La decisión fue tomada con base en criterios económicos y técnicos. Por un lado, la gran acogida que tuvo la comercialización de los 126 MPCD iniciales, donde participaron 15 empresas industriales, distribuidoras y térmicas; y, por otro lado, por la eficiencia operativa que representa un buque más grande, pues normalmente tienen una capacidad de 4000 MPC, además de que Promigas aprobó la conexión directa a su red, con una capacidad de 4000 MPCD.

Los voceros también confirmaron que los primeros cargamentos estarían llegando en diciembre de 2026, aprovechando los avances de obra y las ventajas de Puerto Bahía, ubicado en Cartagena, que, entre otras, tiene conexión directa con la refinería, ya tiene conexión al Sistema Nacional de Transporte en un tramo de 7,8 kilómetros, y solo faltan 2,2 kilómetros de ductos adicionales desde el rack de tuberías del puerto hasta el punto de fondeo de la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés).

Hub energético

Puerto Bahía se consolida así como un hub energético en el Caribe. Cabrales señaló que el puerto es el segundo o tercero más gran del país en el manejo de hidrocarburos, con un volumen diario de entre 50.000 y 60.000 barriles, y una capacidad de almacenamiento de 2,7 millones de barriles, con ocho tanques.

Además, desde este año comienza a incursionar en la importación y almacenamiento de gas licuado del petróleo (GLP). En 2025 firmó un convenio con la chilena Gasco para importar propano, cuyos primeros cargamentos llegarán a finales de marzo de 2026.

En este proyecto se importarán, en una primera fase, 84.000 toneladas al año, pero en una segunda fase pueden escalar a entre 240.000 y 360.000 toneladas al año.

Finalmente, cabe señalar que Frontera Energy venderá a Parex sus activos de exploración y producción de hidrocarburos, pero conservará sus activos logísticos: los de transporte, con el Oleoducto de los Llanos, y las instalaciones de Puerto Bahía.  

El proyecto más grande de regasificación que se adelanta en Colombia avanza hacia su consolidación. Se espera que entre en operación el primer trimestre de 2028.

La Agencia Nacional de Infraestructura (ANI) expidió la resolución de Términos y Condiciones para la Sociedad Portuaria Ciénaga LNG, paso previo a la firma de la concesión portuaria, que permitirá establecer otra planta de regasificación en el Caribe colombiano, concretamente en el municipio de Ciénaga, Magdalena. Así lo aseguró a la Guía del Gas Roberto Stand, representante legal del proyecto.

El proyecto funcionará a través de una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) fondeada a 7,5 kilómetros de la costa, con una capacidad de regasificación de 400 millones de pies cúbicos al día (MPCD) y 138.000 metros cúbicos de almacenamiento, la más grande que se construiría en Colombia después de SPEC (475 MPCD).

A través de un tubo flexible que se ubicaría sobre el lecho marino, la unidad se conectará a la red del Sistema Nacional de Transporte, con lo cual busca abastecer buena parte de la demanda de la costa como del interior del país.

Ciénaga LNG también contempla operaciones de pequeña escala, a través de isocontenedores y pequeñas embarcaciones para abastecer mercados no interconectados y ofrecer gas natural licuado como combustible a las flotas de transporte pesado y de transporte público.

Además, la terminal está pensada para un uso dual. Si el proyecto Sirius entra en operación a comienzos de los años treinta, Ciénaga LNG podría ofrecer a Ecopetrol y Petrobras servicios de exportación de excedentes de GNL. En ese caso, se cambiaría el barco regasificador por uno de licuefacción flotante.

«Nuestro proyecto aportará la posibilidad de atender el mercado mientras el gas natural offshore entra en operación comercial», indicó Stand.

Colombia adelanta varios proyectos para importar GNL, para suplir la demanda, pero ahora el reto es el transporte de ese gas, según un análisis de la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía (ASOENERGÍA).

Con unos quince proyectos de importación de gas natural licuado (GNL), la mayoría en la Costa Caribe, Colombia enfrenta el reto de transportar la molécula al interior del país.

Una limitación es la capacidad del tramo Ballena – Barrancabermeja, el cual con una Capacidad Máxima de Mediano Plazo (CMMP) de 260 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) generalmente cuenta con una 12% de Capacidad Disponible Primaria (CDP) correspondiente a 31 MPCD.

Pero el verdadero cuello de botella radica en el tramo La Mami – Ballena, el cual solo tiene una capacidad de transporte de 120 MPCD, insuficiente para llevar el gas natural que se tendrá con la expansión de la regasificadora SPEC y la construcción de las regasificadoras de Coveñas, Puerto Bahía, Palermo y Ciénaga.

En ese sentido, Promigas adicionó recientemente 20 MPCD para un total de 120 MPCD con el objetivo de llegar a 170 MPCD para agosto de 2027.

De igual manera, para llevar gas desde el Caribe hasta el centro del país, se ha planteado la reconversión del oleoducto Coveñas – Ayacucho para agregar una capacidad de transporte de 400 MPCD, lo cual permitirá trasladar gran parte de la oferta importada al interior del país.

Otro punto clave que menciona el análisis de Asoenergía es la bidireccionalidad Yumbo – Mariquita, la cual, si se logra concretar la importación de gas natural por Buenaventura, será fundamental para llevar gas desde Buga al interior del país.

Con una capacidad de transporte de 250 MPCD, se espera que 58 meses después de la selección del inversionista el proyecto entre en operación; hasta que ese proyecto no se logre concretar, solo se tendría oferta de ese gas importado para los sectores aledaños a Cali, Yumbo y Popayán.

A este tramo se le suma la ampliación de la capacidad de transporte en el tramo Mariquita – Gualanday en 20 MPCD, que se esperaba que entrara en octubre de 2025, pero hasta la fecha no se ha conocido información si sigue en construcción, por lo que el Gestor del Mercado sigue reportando la misma capacidad de transporte que, con un 11% de Capacidad Disponible Primaria (CDP), se acerca a valores críticos. Esta ampliación llevaría gas a Tolima, Huila y Caquetá.

Finalmente, el análisis resalta que la situación del transporte de gas natural en el Caribe es crítica. Según el último informe, solo se tiene un 2% de CDP correspondiente a 4,1 MPCD distribuidos en los tramos Sincelejo – Cartagena y Jobo – Sincelejo; con lo cual no se podría utilizar para el gas importado por Cartagena.

Cuarenta y cuatro empresas manifestaron interés en el proceso, de las cuales 13 fueron asignadas para el suministro de este energético por siete años.

Ecopetrol avanza en el proceso comercial para la venta de gas natural importado (GNI), garantizando nueva oferta para el mercado colombiano a partir de diciembre de 2026.

El proceso iniciado en febrero pasado superó las expectativas y recibió manifestaciones de interés de 44 compañías con posibilidad de hasta 370 GBTUD (GigaBTU día) por un periodo de siete años.

Los volúmenes serían distribuidos entre 13 compañías del sector, además de comercializadores y generadores térmicos. Se estima que el 63% del gas contratado se destinará para cubrir la demanda del interior del país. Ecopetrol no informó sobre los precios a los que se transó la molécula.

“Este resultado confirma la confianza de la demanda nacional de gas natural en los proyectos de abastecimiento liderados por Ecopetrol. La solidez del interés comercial permitió avanzar en el cierre del acuerdo con la Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A. (SPPB) para incorporar hasta 370 GBTUD de capacidad de regasificación, desarrollados en fases, fortaleciendo de manera estructural la oferta de gas natural en el país”, indicó Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol.

La solución aprovechará la infraestructura portuaria existente, lo que permite reducir tiempos de entrada en operación y optimizar inversiones. Dicha alternativa fue identificada como la opción técnicamente más rápida y competitiva para habilitar importaciones adicionales de gas natural en el corto plazo, con entrada en operación esperada durante el 2026.

En marco del acuerdo suscrito en enero de 2026, entre Ecopetrol y Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A., este proceso se orienta a consolidar una fuente adicional, confiable y competitiva de gas natural para el país. La entrada de estos volúmenes fortalecerá estructuralmente la oferta nacional, reduciendo riesgos de desabastecimiento.

En la Segunda Convención de Exploración Energética, la Guía del Gas habló sobre la actualidad del gas natural en el mundo con el geólogo colombiano Luis Carlos Carvajal, doctor en Geología del Petróleo de la Universidad de Houston y quien ha trabajado en varias compañías extranjeras.

Doctor Carvajal, ¿cómo está el sector del gas natural licuado (GNL) a nivel mundial?

El sector del GNL es un sector que muchas compañías, y más que las compañías, varios países están mirando como una opción nueva de energía, porque tiene bajo contenido de contaminantes, de CO2, y además es una energía que se puede transportar fácilmente.

Las grandes compañías están moviendo grandes capitales para invertir en proyectos de GNL, para mantener la seguridad energética de cada país en el largo plazo.

¿Cómo está viendo a futuro el mercado del GNL y cuáles son los nuevos países frontera, dónde se está explorando?

Luego de la pandemia de la COVID-19, algunos países vieron la necesidad de moverse hacia una nueva fuente de energía, lo que se ha llamado energía de transición. Así, muchas empresas empezaron a salirse de la actividad pura del petróleo y buscar más oportunidades en gas, puede ser biogénico o termogénico.

Desde ese momento, las empresas de petróleo empezaron a volverse más concentradas en buscar gas y empezaron a explorar en diferentes partes del mundo.

Una de las grandes áreas para gas es la parte oriental de África, donde están Tanzania y Madagascar, una zona que tiene una gran capacidad de acumulaciones de gas, pero estos sitios están lejos de los principales mercados, como son Asia y Europa, por lo que las empresas se han volcado a explorar más cerca de esos mercados. Esa es hoy la prioridad número uno.

¿Mercados como cuáles?

Recientemente fui asignado a trabajar en un equipo en Egipto, aplicando esta filosofía de buscar acumulaciones de gas cerca de mercados, también porque Egipto requiere una gran cantidad de gas para su estabilidad energética.

Y cómo está Colombia

Dentro de ese panorama, ¿cómo está Colombia, qué oportunidades tiene el país?

Colombia es casi como el ejemplo de Madagascar o de Tanzania, donde se han hecho campañas, se ha demostrado que hay grandes acumulaciones de gas en el offshore y eventualmente de petróleo, pero hemos sido frenados por diferentes regulaciones, diferentes aspectos más allá de lo técnico, más allá de la realidad geológica.

Hay proyectos exploratorios que han encontrado grandes acumulaciones de gas en el Caribe colombiano, pero no han tenido la opción de tener la viabilidad económica, porque hay muchos aspectos que tienen que considerarse, y unos de esos aspectos son la parte impositiva y el cierre financiera.

En Colombia existe la geología, pero necesitamos trabajar más en la parte comercial y en las partes no técnicas, las de regulación y de impuestos. Falta un atractivo fiscal para atraer a las grandes empresas.

En pocas palabras, lo que estamos haciendo es aplicar muchas veces regulaciones del onshore, que es tierra adentro, de campos maduros que han estado produciéndo por 50 o 60 años, y aplicando las mismas regulaciones a campos que ni siquiera se han probado que sean técnicamente viables. Y si hacemos eso automáticamente ponemos una barrera.

Las compañías quieren poner un capital a un riesgo altísimo, pero

al comienzo hay que flexibilizar los términos. Y hoy en día no existen esos términos y por esa razón muchas compañías han salido del país, porque no han encontrado el punto para decir que el proyecto va a generar valor.

Tenemos que trabajar como colombianos, como industria del petróleo, para mostrarle a la gente, especialmente al nuevo gobierno, que tenemos que flexibilizar los términos fiscales.

Tenemos que abrir las puertas a la inversión con un mercado regulado, con una exploración regulada y con las últimas técnicas de exploración que son seguras.

Tenemos que invitar a todas las compañías y volver a traer la inversión al país, porque no podemos dejar nuestros recursos enterrados, pues las implicaciones son grandísimas.

El potencial de los no convencionales

¿Qué opina usted sobre la tecnología del fracking en Colombia?

La tecnología ha sido probada en diferentes partes del mundo, Argentina, Estados Unidos, pero como toda tecnología tiene sus riesgos, tiene ciertos requerimientos técnicos mínimos que no han sido probados en Colombia completamente.

¿Por qué no han sido probados? Porque hay regulaciones políticas, comerciales, que no han dejado ni siquiera probar esas cosas. No sabemos siquiera lo que tenemos en el subsuelo y ya estamos diciendo que es malo.

Entonces, por la parte de los no convencionales, simplemente, primero probamos y vemos si realmente se puede producir. Y una vez que vemos que se puede producir, miramos los otros aspectos.

Además, hay que tener en cuenta un componente social. La diferencia de Colombia con Argentina y los Estados Unidos es que Colombia, en cualquier parte que usted vaya, va a estar altamente poblada. En Argentina o en Estados Unidos son campos extensos sin población, pero en Colombia, donde se ha determinado que funciona el fracking, enfrentaría ese problema social.

Podemos cambiar el rumbo del país si le traemos un poco más de reservas, dejando explorar esas áreas que no nos han dejado explorar hasta ahora.

Amazónica LNG lanzó oferta de suministro de gas con precios competitivos para garantizar el abastecimiento de largo plazo en el mercado colombiano.

Amazónica LNG, una terminal terrestre de regasificación que se proyecta en Puerto Palermo (Magdalena), puso a disposición ofertas vinculantes para el suministro de gas natural importado en firme dirigidas a los principales agentes del mercado colombiano, especialmente para la región Caribe.

En un entorno marcado por restricciones en la oferta nacional y el aumento de precios, la compañía propone un esquema comercial competitivo, alineado con la firma de contratos de suministro, la culminación de la ingeniería de detalle y la definición de las inversiones de capital del proyecto (Capex), lo que garantiza estabilidad y previsibilidad para los compradores.

El modelo de precios de Amazónica LNG permite que una proporción significativa de la tarifa sea de carácter fijo, reduciendo sustancialmente la exposición a la volatilidad de corto plazo, brindando mayor previsibilidad en los costos y valores más competitivos, lo que posiciona al proyecto como una alternativa para atender la creciente demanda residencial, industrial, térmica y vehicular del país.

“Amazónica LNG representa una solución robusta y flexible para atender la creciente demanda de gas en el país y particularmente del Caribe colombiano. Es una inversión de largo plazo que refuerza la confiabilidad energética de la región Caribe”, aseguró Alberto Consuegra, CEO de la compañía.

Amazónica LNG es el resultado de una alianza estratégica entre Retramar, grupo con más de 40 años de experiencia en operación portuaria y logística, y Affinity Energy, fondo especializado en infraestructura energética.

El proyecto de la terminal contempla una inversión estimada de USD 150 millones, cuya financiación se encuentra bajo mandato del banco Mitsubishi Financial Group (MUFG).

La infraestructura está diseñada para iniciar operación comercial en el segundo semestre de 2027 y ya ha alcanzado hitos clave, entre los que se destacan: la obtención del licenciamiento ambiental y portuario, el aseguramiento del contrato EPC con compañías especializadas y la adquisición de la molécula de GNL en el mercado internacional mediante una alianza con Vitol, uno de los más importantes comercializadores de GNL del mundo.

“Es importante destacar que Amazónica LNG ya cuenta con la finalización de la ingeniería de detalle a cargo de la firma internacional Wood. Todos estos avances reales nos permiten ofrecer un suministro de GNL en condiciones de certeza, garantizando confiabilidad y continuidad en el largo plazo. Asimismo, este proyecto fortalecerá el rol estratégico del puerto de Palermo como clúster energético regional”, agregó Consuegra.

La terminal contará con una capacidad escalable para entregar hasta 150 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), empleando tecnología criogénica de punta.

La infraestructura incluirá dos trenes de regasificación, un cargadero de cisternas de GNL y un muelle exclusivo tanto para la recepción como para el despacho de buques metaneros.

El gas será entregado principalmente al Sistema Nacional de Transporte (SNT), operado por Promigas a la altura de Barranquilla.

Durante las fases de construcción y operación, Amazónica LNG generará cerca de 400 empleos directos e indirectos, así como el fortalecimiento de más de 100 proveedores locales. Desde el punto de vista de la sostenibilidad ambiental, Amazónica LNG operará con cero emisiones de metano.

Ecopetrol ofrecerá al mercado dos productos, con una oferta que va desde 126 GBTUD hasta 370 GBTUD, con fecha estimada de inicio en diciembre de 2026. La solución de regasificación contratada por 7 años se realizará a través de la infraestructura de propiedad de Frontera Energy.

Ecopetrol inició el proceso de comercialización del gas natural licuado, que será importado a través de la infraestructura existente de la Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A., ubicada en Cartagena, de propiedad de Frontera Energy, que ofrecerá la alternativa más rápida y eficiente disponible en el país para la importación de gas natural.

El servicio de regasificación contratado por Ecopetrol por siete años ofrece una capacidad que va de 126 GBTUD a partir del 1 de diciembre de 2026, con una expansión progresiva que alcanzará 370 GBTUD a partir del 1 de diciembre de 2028.

Con el proceso comercial, Ecopetrol ofrece al mercado dos productos:

• 126 GBTUD de gas en firme sujeto a condiciones, a 7 años, que estará disponible para atender la demanda del mercado desde diciembre de 2026 hasta noviembre de 2033. Tendrá como punto de entrega Mamonal, con conexión al Sistema Nacional de Transporte (SNT).
• 244 GBTUD de gas en firme sujeto a condiciones, a 5 años, que estará disponible para atender la demanda del mercado desde diciembre de 2028 hasta noviembre de 2033, en el mismo punto de entrega.

“El inicio de importación de gas natural con el proyecto de regasificación a través de la infraestructura de la Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A., no solo fortalece el abastecimiento de gas a corto plazo, sino que responde a una visión de mediano y largo plazo basada en la confiabilidad, la sostenibilidad y la eficiencia del sistema energético”, indicó Bayron Triana Arias, vicepresidente Ejecutivo de Energías para la Transición.