Categoría: GNL

La Regasificadora del Pacífico S.A.S., empresa que hace parte de Puertos, Inversiones y Obras (PIO), firmó un contrato con la naviera belga EXMAR para disponer de una unidad flotante de almacenamiento (FSU) de GNL en el Pacifico.

A través de este servicio se podrá recibir el gas natural licuado (GNL) importado y almacenarlo, actividades previas para regasificar los 60 millones de pies cúbicos día de gas que ingresarán al sistema nacional de transporte en el segundo semestre de 2026, los cuales ya fueron vendidos por Ecopetrol a empresas distribuidoras del energético en el país.

La solución se basará en el despliegue de una unidad flotante de almacenamiento y descarga de GNL, donde el GNL se descargará desde buques metaneros en isocontenedores para su transporte al puerto de Buenaventura en barcaza.

Posteriormente, los isocontenedores se cargarán en camiones y se transportarán a la planta de regasificación de Buga, donde el GNL se regasificará e inyectará al Sistema Nacional de Transporte. Esta solución permitirá a Ecopetrol traer una nueva fuente de gas importado a Colombia, contribuyendo así a la seguridad energética del país.

Desde su creación en 2017 hasta la fecha, Calamarí ha importado más de 8 millones de metros cúbicos de GNL, contribuyendo con la atención de la demanda de gas natural en el país.

Calamarí LNG, empresa pionera en la importación y comercialización de gas natural licuado (GNL) en Colombia, anunció el nombramiento de María Beatriz Antequera como su nueva gerente General.

Antequera, economista y especialista en negocios internacionales, cuenta con más de 30 años de trayectoria en el sector minero-energético y ha hecho parte del equipo directivo de la compañía desde sus inicios, como gerente comercial y financiera.

Desde su nuevo cargo, liderará el fortalecimiento estratégico y operativo de la compañía en su rol como agente importador, comercializador y coordinador de la logística de abastecimiento del GNL de sus clientes, con el fin de contribuir al suministro oportuno de GNL, para la atención de demanda de gas natural térmica y no térmica.

“Me llena de orgullo asumir este cargo y liderar una compañía que ha puesto a Colombia en el mapa mundial del GNL. Mi prioridad será fortalecer nuestra capacidad operativa y comercial para responder con eficiencia, oportunidad y confiabilidad a los requerimientos de nuestros clientes, y a los retos que enfrenta el país en materia energética”, señaló la nueva gerente General de Calamarí LNG.

Durante los últimos 8 años, la empresa ha sido un actor clave para garantizar la confiabilidad del suministro energético nacional, ya que ha logrado conectar a Colombia con una red de más de 20 proveedores internacionales de GNL, lo que ha permitido contar con el combustible de manera oportuna, confiable y eficiente.

Antequera afirma que “el país requiere ajustes regulatorios urgentes en materia de comercialización de gas, que permitan negociar contratos de largo plazo en condiciones más favorables y competitivas, especialmente en un contexto marcado por alertas de déficit de gas proyectadas para los próximos años, donde el gas natural importado se posiciona como la solución más viable para garantizar el abastecimiento”.

Desde el inicio de su operación en 2017, Calamarí LNG ha importado más de 8 millones de metros cúbicos de GNL, y durante el fenómeno de El Niño 2023–2024, gestionó y coordinó el abastecimiento de cerca de 3 millones de pies cúbicos de GNL, equivalentes a aproximadamente 70 millones de MBTU, lo que representó del orden del 20% de la demanda de gas del país en ese periodo.

La Empresa contará con una infraestructura en Buga, que tendrá capacidad de regasificación de 60 millones de pies cúbicos por día. Se prevé que entre en operación en el segundo trimestre de 2026.

En un escueto comunicado, Ecopetrol informó que había firmado un contrato de servicios de regasificación con la empresa Puertos, Inversiones y Obras (PIO SAS).

Esta alternativa de regasificación en el Pacífico colombiano permitirá contar con otra fuente de abastecimiento para atender la demanda de gas natural en el interior del país.

La infraestructura tendrá una capacidad de regasificación de 60 millones de pies cúbicos por día (MPCD), y se prevé que entre en operación en el segundo trimestre de 2026, ofreciendo actividades de recibo y almacenamiento en Buenaventura y de regasificación en Buga, Valle del Cauca.

Aunque la empresa no dio información adicional, de acuerdo con este sistema, lo más probable es que el gas licuado llegue en buque hasta Buenaventura, de allí se transporte en isocontenedores hasta Buga y allí se regasifique el gas para ser inyectado a la red. Hay que anotar que Ecopetrol hizo en 2022 un piloto de importación con esta tecnología.

Posteriormente, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, añadió que le empresa está contratando una unidad flotante en Buenaventura, con una capacidad de almacenamiento de 2,5 millones de pies cúbicos.

Adicionalmente, agregó que en Chuchupa B se estudia la posibilidad de montar una planta de regasificación con una capacidad de 200 MPCD.

Recordemos también que Colombia ya cuenta con una planta de regasificación en Cartagena, con una capacidad de 450 MPCD que atiende principalmente al parque térmico de la costa Caribe.

TPL Gas, compañía filial de TPL Energía, que entró en operación en este tercer trimestre de 2024, recibió el pasado 29 de noviembre la primera carga de GNL, con la cual soporta el inicio del suministro de Gas Natural Importado (GNI), constituyéndose como la primera comercializadora de este combustible en el país.

En medio de las alertas de desabastecimiento de gas natural en el país para los próximos años, surge TPLGas, una filial del grupo TPL Energía, con el propósito de ofrecer soluciones a la demanda de gas natural en el país.

Así es como el pasado 29 de noviembre TPLGas recibió en la terminal de SPEC en Cartagena la primera carga de GNL, para soportar desde el primero de diciembre el suministro de Gas Natural Importado (GNI) a 8 empresas del país, convirtiéndose en un nuevo aliado del Sistema Energético Nacional.

TPLGas es la primera comercializadora de GNI en Colombia. Conforme a la regulación vigente, TPLGas está autorizada y en capacidad de comercializar gas natural importado en el mercado primario y gas natural nacional en el mercado secundario.

TPLGas pone a disposición del mercado 40.000 MBTUD en firme, contribuyendo a solventar la oferta de gas natural que necesita el país, considerando que de acuerdo con el Gestor del Mercado se estima un déficit del orden del 8,2% de la demanda total en 2025 y, en 2026, éste llegaría a un 20,6%.

“La creación de TPLGas representa un hito en el compromiso de TPL Energía por transformar la matriz energética de Colombia. El objetivo de TPLGas es ser un actor clave en el desarrollo del sector gasífero y contribuir tanto al bienestar de las comunidades como al progreso económico del país”, aseguró Luis Miguel Fernández, CEO de TPL Energía.

TPLGas también podrá comercializar los excedentes coyunturales que tengan Termocandelaria y TEBSA (también compañías del grupo TPL Energía), dependiendo de las condiciones de hidrología del país y después de atender los requerimientos de generación que estas térmicas reciben del Centro Nacional de Despacho de XM.

El inicio de operaciones de TPLGas en un momento en que el país tiene una alerta de desabastecimiento de gas natural en los próximos años, es posible gracias a la contratación que tiene el grupo TPL Energía con la terminal de regasificación de Cartagena, que aporta el respaldo físico que se requiere para la actividad de comercialización de gas natural importado.

“Sin duda, la creación de TPLGas marca el comienzo de una nueva era para el sector energético de Colombia, reforzando la importancia del gas natural como un combustible clave en la transición energética del país y nos permite evidenciar el compromiso de nuestro grupo empresarial TPL Energía de ser soporte energético firme para el país”, explicó Fernández

El mercado de GNL en América Latina y el Caribe ha venido desarrollándose con fuerza y promete un mayor crecimiento.

Por: MÓNICA TORRES SIERRA*

Entre el 16 y 18 de octubre pasado se llevó a cabo el 4to Foro Internacional de GNL Global, en Panamá, en el que se discutió el estado del mercado del gas natural licuado (GNL) en América Latina y el Caribe, así como los retos y oportunidades en la región.

El GNL ha jugado un papel relevante para abastecer la región. Existen diferentes proyectos debido a la necesidad de garantizar la seguridad energética, lo que ha llevado a que este mercado avance considerablemente.

La crisis del gas ha llevado a que las importaciones de GNL hayan aumentado especialmente entre 2022 y 223. Además, la región está cambiando su preferencia por el spot, llevando a que más países confíen en el suministro de largo plazo de GNL, suscribiendo contratos entre 15 y 20 años, viabilizando cerca de 13 unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU por su sigla en inglés) en la región en la última década.

Los países importadores son Chile, Argentina, República Dominicana, Puerto Rico, Jamaica, Colombia, Brasil, México, El Salvador y Panamá. Y se espera que Nicaragua en los próximos años inicie importaciones.

Perú y Trinidad y Tobago son los únicos países exportadores. Y se proyectan desarrollos de exportación desde México, Argentina, Surinam y Guyana.

¿Y Colombia?

Pese a que en los últimos 14 años la declinación de las reservas es una realidad, y a que el riesgo de desabastecimiento ha sido advertido con suficiencia, la política de abastecimiento ha fracasado.

Mientras no se materialicen las reservas de gas que se prevén en los más de 15 descubrimientos tanto off shore como on shore anunciados, Colombia requiere de mayor capacidad de importación, almacenamiento y regasificación.

Actualmente, el mercado internacional es el único que podría aportar nuevas moléculas a la oferta de gas en el país en el corto plazo y, para el efecto, la terminal de regasificación del Caribe, operada por SPEC y cuyo acceso es exclusivo a favor de tres generadores térmicos, será ampliada en dos fases.

La primera, que se espera esté lista el primer trimestre de 2025, permitirá una disponibilidad de 75 MPCD adicionales a los 400 MPCD actuales. Y la segunda, que estaría lista para el tercer trimestre de 2027, pondrá a disposición 133 MPCD adicionales a los 400 MPCD actuales.

Sin embargo, esta capacidad adicional que, si bien se ofrecerá a la demanda no térmica, no es suficiente para atender el déficit que se prevé desde finales de 2024.

En ese sentido, para 2026 será necesario viabilizar nueva infraestructura de importación. Y, para el efecto, se requiere que se permita al sector privado hacer las inversiones necesarias para aumentar la oferta.

Retos

El desarrollo de la industria del GNL en la región y Colombia se enfrenta a varios retos:

• Financiación: Las señales de largo plazo (entre 15 y 20 años) son fundamentales para lograr el cierre financiero de los proyectos, y garantizar que en las subastas de los proyectos participen inversionistas serios.
• Regulación y actores institucionales: La alineación entre la política pública y las necesidades del sector gas es fundamental para atraer inversionistas.

En Colombia, por ejemplo, para poder integrar la infraestructura de importación, almacenamiento y regasificación al mercado local, se requiere modificaciones regulatorias para que el mercado local coincida con las particularidades de mercado internacional de GNL.

• Búsqueda de la “solución perfecta”: La experiencia del proyecto de importación del Pacífico, en Buenaventura, genera no solo desconfianza al inversionista, sino que afecta la integración de la infraestructura de importación al mercado local.
• Comparar los precios del GNL frente al gas local: El mercado local le teme al aumento de los precios del gas importado. Si bien la molécula importada es más cara, el comportamiento del precio del gas en países como Colombia ha llegado a precios altos.

En cualquier caso, si la importación de gas aumenta, el precio del gas local también. Un país como Colombia debe decidir cuál es el gas caro que quiere pagar: el importado o el enterrado.

Oportunidades

Los proyectos de Micro GNL tendrán un rol fundamental. La importación vía ISO contenedores se proyecta como una solución para la atención de mercados regionales con difícil acceso a los sistemas de tubería.

En Colombia, esta tecnología puede contemplarse para viabilizar la importación necesaria para atender a la demanda no térmica, particularmente al sector industrial.

Por último, en Colombia, la demanda no térmica representa aproximadamente el 70% de la demanda total de gas. Por lo tanto, el mercado de GNL tiene tal potencial que se proyectan nuevas inversiones y desarrollos.

*Abogada especializada en el sector energético. Actualmente desempeña su práctica como Counsel del área de Energía & Cambio Climático.

En el Cuarto Foro Internacional GNL Global, que se realizó del 16 al 18 de octubre en Ciudad de Panamá, América Latina y el Caribe pusieron sobre la mesa sus proyectos de gas natural licuado (GNL).

Se destacan Panamá y México, dos países que quieren convertirse en hubs del GNL en la región. El primero gracias al paso del canal y el segundo aprovechando el nearshoring con el mayor exportador de gas natural del mundo: Estados Unidos.

Efectivamente, empresas como AES Panamá en conjunto con Seaspan Energies han avanzado en un Acuerdo de Colaboración MOU para emplazar la primera barcaza de GNL Bunkering en Panamá, apalancándose en la infraestructura existente de una terminal de almacenamiento cuyo principal propósito es la generación eléctrica. Se espera que AES lance el servicio a partir de 2025.

Por su parte, México está instalando varios proyectos de licuefacción en la costa Pacífica, para convertirse en el puente entre la oferta de gas natural estadounidense y el mayor importador del combustible: Asia.

Uno de los proyectos más destacados es el de Energía Costa Azul, que busca aprovechar la proximidad de los gasoductos de EE.UU. para exportar GNL a los mercados asiáticos. La ubicación estratégica de México en el Pacífico, combinada con gas a precios competitivos de EE.UU., lo convierten en un actor clave para abastecer a Asia, reduciendo tiempos y costos de transporte.

Otro proyecto es el de México Pacific, que consiguió un nuevo cliente en Asia para la planta de GNL que desarrolla en la costa Pacífica.

El acuerdo con la comercializadora surcoreana de energía Posco International eleva la probabilidad de que siga adelante el proyecto de GNL Saguaro Energía, avaluado en US$14.000 millones.

La energética, con sede en Houston, aseguró estar “posicionando el proyecto para una decisión final de inversión (FID) positiva”.

Si recibe luz verde, Saguaro Energía constará de tres trenes de licuefacción, cada uno con capacidad para 5 millones de toneladas anuales (Mt/a).

Posco International firmó un acuerdo a 20 años para adquirir 0,7Mt/a de GNL suministrados por Saguaro Energía.

La surcoreana se suma a las energéticas Shell, Woodside, ConocoPhillips y ExxonMobil, que también han firmado acuerdos para comprar GNL al proyecto.

Ubicada en Puerto Libertad, en el estado de Sonora, Saguaro Energía importará gas natural por ducto desde los ingentes recursos de la cuenca pérmica estadounidense.

Posteriormente, licuará el gas para exportarlo a Asia en buques metaneros por una ruta directa a través del Pacífico, que evitará el cada vez más congestionado canal de Panamá.

El sur también existe

Argentina, con sus grandes yacimientos de shale gas en Vaca Muerta, no se quiere quedar atrás y avanza en su objetivo de convertirse en un exportador importante de GNL en el subcontinente, sumándose a Brasil y Perú. El objetivo es comenzar a exportar GNL en 2027 y satisfacer parte de la demanda global, especialmente en Europa y Asia.

La estatal YPF, junto con socios internacionales como Petronas, se encuentra en el desarrollo de plantas de licuefacción. Estos proyectos también son parte de un esfuerzo más amplio del gobierno argentino por diversificar la economía argentina.

Por otro lado, Trinidad y Tobago y Perú, los dos pioneros de la exportación de GNL en Suramérica están enfrentado el reto de la declinación de sus campos.

Como parte de las estrategias para contrarrestar la disminución de producción, Trinidad y Tobago realiza inversiones en la exploración de nuevos campos y en la expansión de proyectos existentes, como el desarrollo del campo Matapal por parte de BP. Además, el gobierno implementó incentivos fiscales para atraer inversión extranjera.

Por su parte, Perú concentra esfuerzos en maximizar la producción de Camisea, el mayor campo existente, al tiempo que exploran nuevas áreas, incluida la Amazonía.

Por el contrario, Colombia, con la declinación de las reservas desde hace más de diez años, se convertirá a partir de 2025 en un importador de GNL para cubrir los déficits.

Ecopetrol está explorando dos frentes de ingreso, una por Buenaventura, que seguramente será a través de ISO containers, y otra por el Caribe, aprovechando la plataforma de Chuchupa, operada por su subsidiaria Hocol.

La gran conclusión del Cuarto Foro Internacional GNL Global es que Latino América y el Caribe se están moviendo para aprovechar el creciente mercado del GNL en el mundo.

*Con colaboración de Alejandro Navas, gerente General de Energy Transitions SAS ESP.

En una acción coordinada entre la planta de regasificación de SPEC y los generadores térmicos, usuarios de la terminal, se reprogramó el mantenimiento previsto.

Del 31 de octubre al 4 de noviembre próximos, SPEC LNG ejecutará el mantenimiento anual programado en la infraestructura portuaria que recibe, almacena y transforma a estado gaseoso el Gas Natural Licuado (GNL) que las térmicas de la costa adquieren en el mercado internacional.

“Este mantenimiento se tenía previsto inicialmente del 24 al 28 de octubre, sin embargo, en un esfuerzo por contribuir con la seguridad energética, nos articulamos con nuestros clientes, proveedores y diferentes actores del sector para reprogramarlo.

«Los trabajos se realizarán el primer fin de semana festivo de noviembre cuando se estima una reducción en la demanda de energía y gas, adicionalmente, se logró que coincidiera con mantenimientos programados de algunas plantas térmicas”, explicó José María Castro, gerente General de SPEC LNG.

Efectivamente, tras el anuncio de la entrada en mantenimiento de la terminal de SPEC, en Cartagena, el grupo TPL Energía y las plantas que representa: TEBSA en Barranquilla y Termocandelaria en Cartagena, informó que ajustaron las labores de mantenimiento previstas en las unidades de generación de energía de tal manera que se inicien el 31 de octubre y hasta el 4 de noviembre y no el 28 de octubre como inicialmente estaba programado.

Este aplazamiento de cuatro días se hace con el fin de mitigar el impacto que pueda tener la suspensión del suministro de gas de la planta de regasificación.

Los mantenimientos de las plantas térmicas de TPL Energía son de obligatorio cumplimiento, de acuerdo con las especificaciones de los fabricantes de los equipos, para así garantizar una entrega de energía segura, oportuna y confiable.

De acuerdo con el plan de mantenimiento, las tres unidades operadas por Termocandelaria entrarán en mantenimiento en las fechas indicadas. Por su parte, TEBSA mantendrá disponibles sus nueve unidades, con una capacidad de aporte de 911 MW al Sistema Interconectado Nacional (SIN), sujetas a la disponibilidad de gas que se pueda obtener para la operación de sus plantas.

Por su parte, SPEC LNG debe realizar anualmente el mantenimiento preventivo durante cinco días a los diferentes equipos y sistemas de la terminal de regasificación, incluyendo la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU, por su sigla en inglés).

“Es obligatorio hacer este año el mantenimiento descrito, sobre todo, después de respaldar al sistema eléctrico colombiano durante el pasado fenómeno de El Niño; además, es necesario realizarlo para disponer de la infraestructura de regasificación en óptimas condiciones y apoyar el sistema energético en la época del verano eléctrico, que inicia el 1 de diciembre y se extiende hasta abril del próximo año”, dijo Castro.

El evento reunirá a líderes y profesionales de la industria para abordar los desafíos y oportunidades en el sector del GNL en América Latina y el Caribe.

El 4th International GNL Global Forum 2024, uno de los encuentros más relevantes para los expertos en gas natural licuado (GNL) de América Latina y el Caribe, se celebrará del 16 al 18 de octubre en el Hotel Grand Sheraton Panamá.

El Foro ofrece una plataforma clave para debatir sobre las tendencias globales y regionales del GNL, el desarrollo de infraestructuras, tecnologías y las dinámicas del mercado.

El 4th International GNL Global Forum 2024 es la oportunidad para conectarse con expertos del sector, compartir ideas y establecer alianzas estratégicas que definirán el futuro del GNL en la región. Además, se ofrecerán actividades de networking.

También, se celebrará el almuerzo Women in LNG Latin America and the Caribbean 2024, un espacio dedicado a la inclusión y diversidad en la industria energética, donde se destacará el rol de las mujeres en el sector.

Además, se realizará la primera edición de los premios a la industria de GNL de América Latina y el Caribe, con las siguientes categorías: Empresa del año, Proyecto del año, Terminal del año y Gerente del año.

Paneles y conferencias:

Entre las sesiones destacadas, que analizarán los desafíos y oportunidades de las terminales de GNL en la región, están: Terminales de GNL, Tecnologías flotantes y Presentaciones en desarrollos y tecnología.

Este año, el evento contará con la participación de empresas líderes del sector como AES Panamá, Höegh EVI, Shell, ExxonMobil, ConocoPhillips, Wood Mackenzie, BP Energy, Petrochina, Trelleborg, Wood, Mitsubishi Power Americas, Mitsui & Co, PRF Gas Solutions, SPEC LNG, Peru LNG, Hunt Company Services, Calamari LNG, EDGE, y Perú LNG, entre otras.

Calamarí LNG reportó la llegada a Colombia del cargamento número 100 de GNL, proveniente de CAMERON LNG en el Golfo de México, con 38.000 m3.

Calamarí LNG, agente importador y comercializador de Gas Natural Licuado (GNL) en Colombia, anunció la llegada del embarque número 100 de este combustible, un hito en la historia de la compañía que en el marco de la coyuntura actual.

La planta de SPEC es un respaldo para las plantas de generación térmica de la costa, las cuales han logrado atender cerca del 50% de la demanda nacional de energía.

El buque BW MAGNOLIA de la empresa BP proveniente de CAMERON LNG en el Golfo de México arribó al país con una carga de 38.000 m3 de GNL que será regasificado para atender las necesidades que requiere el Sistema Interconectado Nacional, especialmente ante la fuerte reducción de los principales embalses a nivel nacional.

“Este cargamento es muy significativo para el país, pues estamos en medio de una coyuntura de hidrología crítica, donde este recurso energético ha sido fundamental para suplir la demanda de las termoeléctricas. Además, frente al riesgo de desabastecimiento de gas natural previsto para los próximos años, la gestión de Calamarí resulta clave para garantizar el acceso al suministro de este combustible de forma segura y oportuna. Esto es posible gracias a que Colombia se ha logrado posicionar en el mercado internacional como un actor relevante para la importación y comercialización de GNL, con importantes proveedores como USA y Trinidad y Tobago”, afirma Alfredo Chamat, gerente General de Calamarí LNG.

Calamarí LNG, que opera desde 2017, ha importado más de 5,6 millones de m3 de GNL, de los cuales aproximadamente 3 millones de m3 corresponden al periodo del reciente fenómeno de El Niño, aportando así a la generación de 5.000 GW de energía con un combustible que además de ser amigable con el medio ambiente, cuenta con costos más bajos que los combustibles líquidos, lo cual ha generado un ahorro de más de 2.500 millones de dólares para los colombianos.

Ante el inminente déficit de gas natural en Colombia a partir de 2025, empresas privadas avanzan en la solicitud de licencias y permisos para construir facilidades de importación de gas natural licuado (GNL) en la costa Caribe.

En el marco de la 41ª Conferencia Energética Colombiana – Enercol 2024, que realiza la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM) en Bogotá, la consultora Daisy Cerquera dijo que para paliar el déficit actualmente hay varios proyectos de iniciativa privada para importar GNL.

Todos los proyectos se encuentran en la costa Caribe. El primer proyecto y el más viable a corto plazo es la ampliación de la planta de SPEC en Cartagena, que pasaría de 400 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) a 530 MPCD.

Los demás proyectos estarían ubicados en Barranquilla, Santa Marta y Palomino, con capacidades estimadas en 50, 270 y 400 MPCD, con lo cual el país contaría con una capacidad total de importación de 850 MPCD.

Y es que, con base en información de Ecopetrol, el déficit de gas natural para 2025 es de 121 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) y para 2030 el faltante ascendería a 530 MPCD.

Retos para cubrir el déficit de gas

Cerquera dijo que la ampliación de la planta de SPEC es un proyecto que si o si tiene que hacerse. Y, además:

• Declarar todos los proyectos nuevos o de ampliación de regasificación como PINES, para priorizar trámites y licencias.
• Gestionar la entrada en operación de la bidireccionalidad del gasoducto Barranquilla-Ballena para 2026.
• Definir una política y reglamentación específicas para la actividad de importación de gas por parte del Ministerio de Minas y Energía, que es la entidad competente.
• Expedir regulación específica para la comercialización del gas importado, como parte del Reglamento de Operación del Mercado.
• Eliminar incertidumbres sobre reglas de integración vertical por asimilación con actividades de la cadena de prestación del servicio público domiciliario.

Daisy Cerquera finalizó su intervención en Enercol 2024 con dos reflexiones:

1. «El conocimiento, la apertura, la flexibilidad y comprensión de todos los actores públicos y privados del sector deben imponerse sobre los asuntos económicos y/o comerciales, para reducir y/o mitigar el impacto que sobre los usuarios del servicio tendría un déficit de gas natural.»
2. «Como alternativa de última instancia, el Gobierno debe evaluar la posibilidad de declarar un Racionamiento Programado de gas natural para asignar gas como corresponda y reducir los efectos sobre la población de una insuficiencia de recursos.»