En un proceso que ya va a completar cuatro años, nuevamente se aplazó la adjudicación del contrato para la construcción de la planta de regasificación del Pacífico y el gasoducto Buenaventura-Yumbo.

16 de junio de 2021.   De acuerdo con la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), “la entidad ha incluido los ajustes que considera pertinentes frente a las consultas, comentarios y solicitudes de modificación sobre los Documentos de Selección del Inversionista de la Convocatoria Pública UPME GN 01 – 2020 en lo relacionado con la modificación del cronograma del proceso de selección del Inversionista y del Auditor.”

En tal sentido, la adjudicación al inversionista ya no será en junio, como lo había anunciado recientemente el ministro de Minas y Energía Diego Mesa, sino a finales de año. Con esta decisión, el proceso de selección completaría cuatro años desde que en diciembre de 2017 fueron publicados los estudios de ingeniería y a comienzos de 2018 salió la convocatoria para la “selección de un inversionista para la prestación del servicio de almacenamiento de GNL, regasificación, transporte de gas natural y servicios asociados de la infraestructura de importación de gas del Pacífico.”

De acuerdo con el nuevo cronograma, los proponentes tendrán plazo hasta el 21 de octubre de 20121 para presentar los sobres 1 y 2, correspondientes a las propuestas Técnica y Económica; y el 16 de noviembre, en audiencia pública, la CREG presentará el valor máximo de adjudicación y se abrirán los sobres número 2 para seleccionar al inversionistas.

Las contraofertas se podrán presentar hasta el 23 de noviembre y el 16 de diciembre se hará la audiencia pública para seleccionar al inversionista, esto en caso que se presenten contraofertas.

Recordemos que la planta de regasificación estará ubicada en el puerto de Buenaventura, con una capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios y un almacenamiento de por lo menos 170.000 metros cúbicos. Igualmente, incluye la construcción de un gasoducto desde el puerto hasta Yumbo, con una extensión de 110 kilómetros. El costo estimado de las obras es de 800 millones de dólares y se espera que entren en operación a finales de 2024.

El segundo estudio de emisiones de GEI del ciclo de vida sobre el uso de GNL como combustible marino de Sphera revisa su investigación 2018/2019, utilizando los últimos datos disponibles sobre motores y cadenas de suministro.

18 de abril de 2021.   Un estudio independiente ha reconfirmado que ahora se pueden lograr reducciones de gases de efecto invernadero (GEI) de hasta un 23% utilizando gas natural licuado (GNL) como combustible marino, dependiendo de la tecnología empleada. Esto se compara con las emisiones de combustibles a base de petróleo actuales medidas Well-to-Wake (WtW).

El reporte, encargado por las coaliciones industriales SEA-LNG y SGMF, se llevó a cabo de acuerdo con las normas ISO. También fue revisado nuevamente por un panel de destacados expertos académicos independientes de instituciones clave en Francia, Alemania, Japón y los Estados Unidos. El análisis concluyó que, además de los considerables beneficios en la calidad del aire que ofrece, el GNL puede “sin lugar a dudas” contribuir significativamente a los objetivos de reducción de GEI de la Organización Marítima Internacional (OMI).

Al comentar sobre la investigación, el presidente de SEA-LNG, Peter Keller, dijo: “El estudio actualizado de Sphera garantiza que la industria tenga acceso a una investigación integral que esté completamente actualizada. Está claro que el GNL juega un papel importante en la descarbonización con beneficios disponibles ahora. De cara al futuro, es fundamental que todos los combustibles alternativos contemplados dispongan de análisis detallados de emisiones Well to Wake, como los realizados para el GNL, lo que permite a los armadores tomar las decisiones correctas para su flota”.

Este informe completo utiliza los datos primarios más recientes para evaluar todos los tipos principales de motores marinos y fuentes globales de suministro con información de calidad proporcionada por fabricantes de equipos originales, incluidos Caterpillar MaK, Caterpillar Solar Turbines, GE, MAN Energy Solutions, Rolls Royce (MTU), Wärtsilä y Winterthur Gas & Diesel, así como de ExxonMobil, Shell y Total en el lado de la oferta. Se han incluido también las emisiones de metano de las cadenas de suministro, así como el metano liberado durante el proceso de combustión a bordo.

Es importante destacar que el estudio también reafirma que el uso de GNL tiene importantes beneficios en la calidad del aire, con emisiones locales, como óxidos de azufre (SOx), óxidos de nitrógeno (NOx) y material particulado (PM), todos cercanos a cero.

Samir Bailouni, presidente de la Sociedad para el Gas como Combustible Marino (SGMF), agregó: “Es importante que la industria tenga la mejor información para tomar decisiones a menudo complejas entre combustibles. Este estudio proporciona datos fidedignos y de alta calidad sobre las emisiones Well-to-Wake para GNL. Confiamos en que este trabajo proporcionará a la OMI información sólida que contribuirá a sus decisiones reglamentarias. SGMF continuará proporcionando datos actualizados no solo para el GNL sino también para todos los combustibles gaseosos candidatos bajo su mandato, incluidos el amoníaco y el hidrógeno”.

La compañía pasará de 27 estaciones de GNL a 50 en 2021.

29 de marzo de 2021.    Shell tiene la intención de duplicar su infraestructura minorista europea para el suministro de gas natural licuado (GNL) desde las 27 estaciones actuales de la compañía a más de 50 sitios para fines de 2021, según anunció el gerente de Desarrollo Comercial de Shell para GNL de Francia, Michael Littière, a Gaz-Mobilité.fr.

Hacia 2025, Shell intensificará sus planes de implementación de llenado de gas con la ambición de operar más de 100 estaciones de servicio de GNL en Europa. Con 9 instalaciones planificadas para 2021, Alemania será el principal objetivo de la compañía para el despliegue de la infraestructura minorista del combustible gaseoso.

Tras su primera estación de GNL en Francia a finales de 2020, Shell está intensificando su desarrollo y apunta a 7 nuevos establecimientos en el país para finales de 2022.

La red actual de estaciones de expendio de gas licuado de marca propia de Shell comprende Alemania (10), Países Bajos (7), Bélgica (6), España (1), Francia (1), Polonia (1) y Turquía (1). Además, la tarjeta Shell se acepta en 68 estaciones de GNV de terceros a través de asociaciones con Air Liquide, Romac Fuels, Avia y Rolande.

En una primera etapa pasó su servicio de Gas Natural Comprimido (GNC) al Gas Natural Licuado (GNL), presente en 29 poblaciones antioqueñas

25 de marzo de 2021.   Hoy 48.988 familias y comercios y una gran instalación industrial disfrutan los beneficios del gas natural licuado (GNL) que provee EPM y permite transportar hasta 600 veces más volumen, lo que representa mayor autonomía (almacenamiento) y garantía para la continuidad del servicio.

EPM inició en 2019 la primera fase de migración del GNC al GNL en las poblaciones que son atendidas por “gasoductos virtuales”, es decir estaciones descompresoras locales a las cuales se transporta el gas para su almacenamiento y posterior entrega por red al usuario final.

El GNL es el mismo gas natural llevado a una temperatura de menos 160 grados centígrados (-160°C), condensación que reduce su volumen hasta 600 veces, lo cual favorece la autonomía de las estaciones descompresoras y por tanto la continuidad del servicio en cerca del 25% de las poblaciones que atiende EPM

Las cabeceras municipales que atiende EPM con el sistema son: Yarumal, Santa Rosa de Osos, Donmatías, Valdivia, Dabeiba, Frontino, Cañasgordas, Santa Fe de Antioquia, Sopetrán, San Jerónimo, Olaya, Liborina, Sabanalarga, San José de La Montaña, Toledo, Ciudad Bolívar, Concordia, Hispania, Betania, Jardín y Salgar; y los corregimientos liborinos de San Diego, El Playón y La Honda; Llanos de Cuivá (Yarumal), Sucre (Olaya), El Junco (Sabanalarga), Nueva Colonia (Turbo) y Zungo Embarcadero (Carepa).

Productividad e inclusión social

El GNL tiene un potencial para el suministro a grandes consumidores y, en el caso del primer cliente industrial en Urabá, la Comercializadora Internacional Unibán, esta vinculación trajo además un saldo social: la ubicación de la estación descompresora en la fábrica de Carepa facilitó extender redes para poner el servicio a 90 familias DE la vereda Veintiocho de Octubre del corregimiento Zungo Embarcadero.

Este impacto positivo del GNL también suma en los retos del Modelo de Integración Territorial (MIT) Urabá que el Grupo EPM implementa en la zona para articular con el desarrollo regional, ya que entre sus iniciativas están la solución integral en servicios públicos a la industria y la movilidad sostenible, pues el gas natural tiene menor impacto que otros combustibles y con esta nueva tecnología se puede potenciar la oferta en vehículos de transporte de carga pesada que hacen extensos recorridos, lo que cada vez será más recurrente con la construcción de los puertos en Urabá.

Antes de iniciar una segunda fase de este proyecto, EPM revisará los resultados técnicos, económicos y logísticos y el potencial de utilización del contrato de suministro de GNL para definir en qué otras poblaciones pasar del GNC al GNL para seguir generando desarrollo territorial, en línea con el foco estratégico Ciudad – Región, y garantizar la continuidad del servicio.

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.