Pronunciamiento de Andeg frente a los históricos bajos niveles de los embalses y el papel de respaldo que juega el parque térmico ante un eventual racionamiento.   

15 de mayo de 2020.  Frente a la importación de Gas Natural Licuado (GNL) en el país y considerando su relevancia para el sector eléctrico y la confiabilidad del servicio de energía para todos los colombianos, la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Tebsa Termocandelaria, Prime Energía y la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC LNG) manifiestan:

• Colombia es un país con una matriz energética predominantemente hidráulica que se complementa con la generación térmica. A la fecha, el país está afrontando una situación crítica debido a que el nivel de los embalses está en el orden del 32%, el más bajo en los últimos 25 años, lo cual crea una situación de riesgo en el abastecimiento eléctrico en una coyuntura futura cercana por variaciones climáticas extremas como el fenómeno de El Niño.

·       El Gas Natural Licuado (GNL) importado ha permitido mantener una operación confiable, económica y segura para el parque de generación térmico en el país y particularmente el de la costa Caribe, la zona de mayor complejidad operativa dadas las condiciones en la prestación del servicio para más de dos millones de usuarios residenciales, industriales y comerciales.

• La regasificación del GNL en la terminal de SPEC LNG en Cartagena permite complementar la oferta de gas natural nacional a través de un esquema regulado definido por la CREG, basado en los ahorros que el país obtiene al generar energía con gas natural y no con combustibles líquidos que son mucho más costosos; esta decisión ha permitido que los colombianos hayan ahorrado más de 3,8 billones de pesos en la generación de energía.
• El pago que los usuarios de energía eléctrica están realizando a cambio del beneficio antes mencionado es del orden de 1.2 $/Kwh, equivalente alrededor de 200 pesos mensuales en la factura de energía de una familia colombiana, a cambio de asegurar este recurso y proteger al país frente a la posibilidad de un apagón.
• Desde su inicio de operación en 2016, la terminal de regasificación ha brindado confiabilidad para la generación de energía eléctrica nacional, respaldando los 2.000 MW que representan cerca del 80% de la capacidad de generación térmica a gas del país.

·       En lo corrido de 2020, la terminal de regasificación ha contribuido para que la generación térmica a gas aporte hasta un 22% de la demanda de energía nacional, con la entrega de más de 7.000 millones de pies cúbicos de gas natural a las principales plantas térmicas del país y el recibo de más de 400.000 metros cúbicos de gas natural licuado a través de 9 buques metaneros de gas natural licuado.

• Todo el parque térmico colombiano y particularmente el de la costa Caribe, está listo, disponible y preparado para generar la energía que requieren todos los colombianos y así contribuir a recuperar el nivel de los embalses a los rangos que permitan generar nuevamente con las plantas hidráulicas.

Golar Power firmó un Protocolo de Intenciones con el Gobierno del Estado de Pernambuco para desarrollar una terminal de importación de GNL en el Puerto de Suape, ubicado en el noreste de Brasil.

1 de abril de 2020.    Con las operaciones programadas para comenzar en la segunda mitad de 2020, el proyecto incluye infraestructura para el suministro de gas natural y gas natural licuado (GNL) para generar electricidad, además de satisfacer las demandas de las industrias, el comercio, las estaciones de GNL y los hogares.

Golar Power trabajará en sociedad con la compañía local de distribución de gas, Companhia Pernambucana de Gás Natural (Copergás), para llevar gas natural a regiones del Estado que aún no son atendidas por redes de gasoductos. Se espera que el proyecto utilice la infraestructura portuaria existente propiedad del Estado.

Pernambuco tiene una población estimada de 9,6 millones de personas que se beneficiarán de la instalación de la terminal. Si se desarrolla con éxito, se espera que beneficie la economía de las ciudades en el interior del Estado, en regiones que no reciben servicio de gasoductos, donde el gas natural se entregará por carretera utilizando contenedores ISO de GNL.

Golar Power planea la interiorización del GNL en el país a través de un plan estratégico que contempla el noreste como una región prioritaria para la distribución a pequeña escala. Suape ya es el puerto más grande de Brasil para graneles líquidos y gases, y ahora será uno de los principales centros de distribución de GNL en el noreste, con plena integración de los modos de transporte marítimo y terrestre.

La terminal Golar Power tiene la intención de utilizar un metanero existente, atracado permanentemente en el Puerto de Suape. El buque actuará como proveedor de los contenedores ISO montados en camiones. Estos vehículos luego distribuirán el GNL a las ciudades en un radio de hasta mil kilómetros. Los volúmenes iniciales de los camiones se estiman en 800 m3 de GNL/día, equivalente a aproximadamente 480.000 m3 de gas natural por día.

El GNL también se distribuirá desde Suape a otros estados de Brasil a través del cabotaje utilizando metaneros de pequeña escala que serán abastecidos por transbordo y utilizados para transportar el GNL a otros puertos de la región.

Fuente: Golar Power

Seis plantas térmicas de generación eléctrica del centro occidente del país estarían dispuestas a contratar por lo menos el 25% de la capacidad de la proyectada planta de regasificación del Pacífico.

10 de marzo de 2020.    En diálogo con la Guía del Gas, Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG) dijo que el parque térmico del centro occidente de Colombia estaría dispuesto a contratar por lo menos la cuarta parte de la capacidad de la planta regasificadora del Pacífico, proyectada en Buenaventura con una capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios (MPCD).

En la actualidad, las plantas Termovalle, Termoemcali, Merieléctrica, Termosierra, Termocentro y Termodorada se respaldan con líquidos porque no consiguen gas en firme, pero si se construye la planta del Pacífico, contratarían por lo menos 100 MPCD para sus operaciones.

El interés se da no solo para darle confiabilidad con gas natural a la operación de estas plantas, sino por el posible estrés que pueda sufrir el sistema eléctrico nacional en caso que Hidrohituango no entre a generar a finales de 2021, como lo tiene previsto EPM, y que se presente un Fenómeno del Niño en 2022.

En consecuencia, “dese el lado de la Asociación estamos convencidos de que la planta del Pacífico se requiere, así lo muestran los balances de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y los informes de la Contraloría General de la República (la primera estima que a partir de 2024 se presentaría un déficit del energético, mientras que la segunda estima que sería a partir de 2021).

“Creemos que no va en contravía del desarrollo del gas nacional, sino que es una activo más que podría dar una mano en el tema de confiablidad, tanto del sector de gas como del sector eléctrico”, dijo Castañeda.

El dirigente gremial agregó que también están de acuerdo con que se desarrollen los yacimientos no convencionales y se materialicen las reservas existentes de los convencionales, pues “lo que hace falta definitivamente es oferta de gas en el país.”

Situación hoy

En 2020 el parque térmico ha entrado a generar más dado que los niveles de los embalses han bajado, llegando a niveles del 43%. Según Castañeda, “desde comienzos de enero se ha estado generando entre 30 y 40% con plantas térmica; es decir, de los 200 Gigawatios hora día estamos generando entre 60 y 80 Gwhd con base térmica, eso es más o menos lo que se ha visto porque los embalses han venido descendiendo en sus niveles.”

Acerca de la Misión de Transformación Energética

Sobre el reciente informe de la Misión de la Transformación Energética, Castañeda dijo que hay una discusión bastante larga durante muchos años sobre la forma de la contratación.

“Creemos que hay un problema en la forma como se contrata gas en el país. La forma como la CREG ha definido los contratos de gas no ha sido la más exitosa, básicamente porque no son contratos flexibles, que no le sirven ni al productor ni al generador, sobre todo al generador que no está generando todo el tiempo.

“Los contratos es un tema que se tiene que revisar, yo creo que el sector de gas es consciente de que los contratos existentes hoy en la regulación no funcionan; y del lado de los usuarios, que son las térmicas, tampoco les ha funcionado; se quedaron en el papel, pero de ahí a que se materialicen en un contrato, no se da”, dice Castañeda.

En consecuencia, propone que debe haber más de flexibilidad en la forma de contratar gas natural, que los agentes vuelvan a la bilateralidad, para armar un portafolio más amplio y no un solo un tipo de producto para un tipo de agente.

Eso dinamizaría además el mercado secundario. “Otro de los problemas que hemos identificado es que el secundario, que antes transaba volúmenes interesantes, ahora transa muy poco, precisamente porque los agentes se contratan basados en sus necesidades o su obligación de contratación, que fue lo que dijo en su momento el Ministerio; entonces todos están contratados al cien por ciento pero na hay excedentes de gas para poner en el mercado secundario”, señala el dirigente gremial.

Acerca de si se requiere una reforma estructural a la institucionalidad del gas natural en el país, Castañeda dijo que “no hay que barrer y arrancar de cero, porque sería más traumático.”

En lo que sí está de acuerdo es que las resoluciones se demoran demasiado en salir y en que el sector está demasiado regulado.

“Yo creo que en eso estamos todos de acuerdo. Hay un tema de micro regulación muy fuerte, y en esos ambientes tan regulados no se dan nuevos negocios, entonces el mensaje que han dado los gremios tanto el eléctrico como el de gas es que se suelten un poco las cosas, porque el sector sigue apretado y no se desarrolla”, señala.

Finalmente, en el tema de la institucionalidad, Castañeda agrega que la CREG se ha enredado desde que asumió el tema de líquidos.

“Es mucha gente con muchas tareas, pero no pasa nada. Creo que ha sido un desgaste para la CREG tener el tema de líquidos, porque ni siquiera ha sacado resoluciones de líquidos en los últimos 5 años, desde que tomó la función; entonces una de las cosas que sugerimos es que se separe el tema de líquidos, que lo vuelva a coger el Ministerio o que cree un regulador diferente para el tema, porque la CREG está desgastada con los temas de líquidos, gas y energía eléctrica, y eso no funciona”, concluye Castañeda.

El Ministerio de Energía y Minas (Minem) de Perú publicó dos proyectos de Decreto Supremo que buscan impulsar un mayor uso y consumo del gas natural en el transporte de carga pesada y de pasajeros a nivel nacional.

10 de marzo.   Las normas autorizan la construcción de una red de estaciones de servicio que suministren gas natural licuado (GNL), producto que ofrece mayor rendimiento y seguridad comparado con otros combustibles, además de ser económico y amigable con el medio ambiente.

Las Resoluciones Ministeriales, que plantean modificaciones a los Decretos Supremos N° 057-2008-EM y 006-2005-EM, permiten que los consumidores directos y demás agentes del mercado del GNL puedan construir sus propias estaciones de carga de combustible a fin de utilizarlo en sus actividades.

Además, se autoriza la operación de estaciones móviles para despachar GNL (denominadas Microfueler), que permiten trasladar el combustible al lugar donde el consumidor lo requiera, y también se dispone la creación del Sistema de Control de Carga de GNV-L, que regulará el consumo del combustible.

Con esta normatividad, que se enmarca en el desarrollo de la Política Energética Nacional orientada a la masificación de gas natural, se fomentará el uso del GNL en el transporte de carga pesada, de pasajeros y en el sector minero, entre otros rubros que se beneficiarán con la construcción de estaciones de servicio.

De esta forma se dinamizará la comercialización del GNL, permitiendo atender de forma más confiable, eficiente y segura la demanda nacional de combustibles, con un recurso local, lo que incidirá positivamente en la Balanza Comercial de Hidrocarburos, al disminuir la importación de otros combustibles, como el diésel.

Fuente: Minem

Gracias a la gestión de Calamarí LNG, comercializador de la planta de regasificación de Cartagena, durante lo corrido de 2020 se han recibido cuatro cargamentos de GNL procedentes de Sabine Pass (Golfo de México) y Trinidad y Tobago.

26 de febrero de 2020.    En lo corrido del presente año, Calamarí LNG ha importado 167.000 metros cúbico de gas natural licuado (GNL) que han llegado al país en cuatro cargamentos. Se espera que en los próximos días arribe un quinto barco para así completar los 170.000 m3 de capacidad total de almacenamiento con que cuenta la planta de regasificación de SPEC, ubicada en Cartagena.

Dichas importaciones de gas se vienen realizando con el fin de suplir la demanda de este combustible que requieren las termoeléctricas Tebsa, Termocandelaria y Termoflores, para dar respaldo a la generación y suministro de energía eléctrica, particularmente en estos momentos donde se requiere la oportuna respuesta de las plantas térmicas por los bajos niveles de los embalses para la generación hidráulica.

“Desde Calamarí LNG hemos adelantado las gestiones necesarias en estos dos primeros meses del año para asegurar el combustible requerido para que estas tres plantas brinden oportunamente la confiabilidad que el sistema eléctrico nacional requiere”, dijo Alfredo Chamat Barrios, gerente General de Calamarí LNG.

El GNL importado durante 2020 fue adquirido a jugadores internacionales como Shell y Naturgy, quienes lo despacharon a Colombia desde Sabine Pass en el Golfo de México y Trinidad y Tobago, dos centros de abastecimiento de gran dinámica en el Caribe.

“Calamarí se sigue consolidando en el mercado, contribuyendo al abastecimiento oportuno de gas nacional importado a las tres principales térmicas de la Costa Atlántica. Desde que iniciamos operaciones como el comercializador de GNL importado, hemos suministrado 18.000.000 MBTU, con lo cual las plantas térmicas han generado del orden de 2.000 Gigawatios hora de energía. Creemos que en el presente año habrá una dinámica de mayores operaciones de importación”, concluyó Chamat.

Australia se convierte en el mayor exportador mundial de gas natural licuado (GNL), superando al anterior titular Qatar.

5 de febrero de 2020.   Según cifras publicadas por la consultora de energía EnergyQuest, con sede en Australia, este país envió 77,5 millones de toneladas (Mt) de GNL durante 2019, un aumento del 11,4% respecto al año anterior.

“Sobre una base anualizada, hemos logrado previamente el título mundial en algunos meses individuales, pero 2019 es la primera vez que Australia supera el rendimiento global de exportación de GNL de manera sostenida anual”, declaró el director ejecutivo de EnergyQuest, Graeme Bethune.

Si bien las cifras de producción final para Qatar, ahora el segundo mayor exportador, aún no se han publicado, la capacidad operativa de Australia de 88 Mt ahora supera sustancialmente las 77 Mt de su rival del Medio Oriente, según el análisis de EnergyQuest.

Las exportaciones australianas de GNL también fueron más del doble que las de Estados Unidos, el otro productor mundial de rápido crecimiento. La Administración de Información de Energía de Estados Unidos espera que esta nación haya exportado 34,3 millones de toneladas el año pasado.

Australia Occidental continuó dominando la producción de GNL del país con el 57% del total nacional, mientras que Queensland obtuvo el 29% de esas exportaciones. El proyecto contribuyente más grande fue North West Shelf, operado por Woodside, seguido por los proyectos Gorgon y Wheatstone, operados por Chevron.

El mayor porcentaje de crecimiento fue el proyecto Ichthys, operado por INPEX de Japón en el Territorio del Norte, que produjo 7,5 Mt en 2019, un 900% más desde sus volúmenes de puesta en servicio en 2018.

Los analistas de EnergyQuest estimaron que los ingresos de exportación de GNL de Australia alcanzaron los 49 billones de dólares australianos en 2019, por encima de los 43,3 billones en 2018 y los 9,4 billones hace una década, en 2010, al comienzo del auge del desarrollo australiano del GNL.

Cada año Gastech presenta un informe sobre los principales proyectos de GNL a desarrollar en el mundo.

Por: SUSAN SAKMAR*

2 de febrero de 2020.   Comenzando 2020, los desarrolladores de proyectos de gas natural licuado (GNL) enfrentan muchos vientos en contra, incluidas las tensiones comerciales entre los EE.UU. y China, y las preocupaciones por el exceso de oferta, ya que Australia y la primera ola de proyectos estadounidenses continúan aumentando la producción, deprimiendo los precios mundiales del gas natural.

Sin embargo, numerosos proyectos se dirigen a tomar una decisión financiera de inversión (FID) en 2020 y los expertos de la industria esperan que entre 80 y100 millones de toneladas por año (mtpa) tomen FID, lo que haría de este otro año récord para la realización de proyectos.

¿Qué proyectos prevalecerán en este mercado desafiante? Aquí está un vistazo a los 5 mejores proyectos de GNL para ver este año.

OB LNG, tercer proyecto en el Ártico de Novatek

El año pasado presentamos el proyecto Arctic LNG-2 de Novatek, que alcanzó la FID de 21 billones de dólares en la península de Gydan en septiembre de 2019.

Arctic 2 es el segundo proyecto de GNL a gran escala de Novatek, después del lanzamiento exitoso de Yaml LNG hace dos años. Este año destacamos un tercer proyecto de GNL propuesto por Novatek con un nombre funcional: OB LNG.

A fines de 2019, Novatek anunció que había obtenido la licencia para el área de Bukharinskiy, ubicada en la península de Gydan y parte en las aguas poco profundas de las bahías de Ob y Taz, en la región autónoma de Yamal-Nenets.

Con unas reservas estimadas en 1.190 millones de metros cúbicos de gas natural y 74 millones de toneladas de líquidos, la nueva área limita con las otras áreas licenciadas de Novatek en la península de Gydan.

El director financiero de Novatek, Mark Gyetvay, dijo que la fecha objetivo para la FID en OB LNG es la segunda mitad de 2020. Con el éxito de Yamal LNG y Arctic 2 LNG, no hay duda de que Novatek tiene la experiencia y los recursos para llevar a cabo otro gran proyecto de GNL.

Planes de expansión de GNL de Qatar Petroleum

Mientras que Australia superará a Qatar como el principal productor de GNL en 2020, el país asiático no está dispuesto a renunciar a su primer lugar sin luchar.

Qatar Petroleum, de propiedad estatal, anunció en noviembre de 2019 que tiene la intención de expandir su capacidad de producción de GNL a 126 mtpa para 2027, como resultado de una nueva evaluación de su gigantesco campo de gas natural North Field.

Qatar espera aumentar la producción a 110 mtpa para 2024 y, según los informes, ha seleccionado a las compañías petroleras internacionales para una participación en sus planes de expansión; sin embargo, también ha indicado que está dispuesto a hacerlo solo.

Rovuma LNG de ExxonMobil Mozambique

El año pasado presentamos Rovuma LNG en Mozambique. Liderando el proyecto está ExxonMobil, la principal petrolera de los EE.UU., como operador, y el ENI de Italia.

Si bien la FID no se presentó en 2019, el proyecto otorgó el contrato principal de EPC y recibió un compromiso de los desarrolladores de un gasto inicial de 520 millones de dólares.

El presidente de Mozambique, Filipe Nyusi, indicó que la FID en el proyecto de 30 mil millones de dólares se anunciará en el primer semestre de 2020.

Sempra’s Port Arthur LNG

El 6 de enero pasado Sempra Energy y Saudi Aramco anunciaron que habían firmado un Acuerdo Interino de Participación en Proyectos (IPAA) para el proyecto de exportación de GNL Port Arthur en desarrollo en Texas.

El IPAA sigue un acuerdo de jefes (HOA) firmado en mayo de 2019 para que Saudi Aramco compre 5 mtpa de GNL y tome una participación del 25% en el proyecto.

Promocionado como “otro hito” para el proyecto, el IPAA establece ciertos mecanismos para que las partes trabajen a medida que cada parte avanza hacia la FID, que Sempra espera para junio de 2020. La fase inicial del proyecto está autorizada para exportar 11 mtpa y Sempra presentará ante la FERC la expansión potencial para duplicar la capacidad a 22 mtpa al agregar dos trenes de licuefacción más.

Expansión de Plutón GNL

En 2020 se espera que Australia se convierta en el mayor exportador de GNL del mundo, superando las 77 mtpa de capacidad de producción de Qatar.

El Preludio de GNL de Shell fue el último de los ocho nuevos proyectos de exportación de GNL que se pusieron en marcha en Australia entre 2012 y 2018.

Después de una desaceleración en las aprobaciones en los últimos años, algunos proyectos australianos parecen reafirmarse en 2020. Se espera que Woodside sancione el proyecto de gas Scarborough en 2020, lo que respaldará la expansión de Plutón de GNL con la expectativa de que el tren 2 estará listo para mediados de la década de 2020.

También se espera que Shell tome la FID en el campo de gas Crux para surtir las instalaciones de Prelude FLNG, y Santos para surtir la planta de Darwin LNG.

Teniendo en cuenta que el negocio del GNL es un negocio a largo plazo, si las proyecciones de demanda son correctas, la industria necesita prepararse con otra ronda de FID de proyectos en 2020 para evitar un déficit de suministro a fines de la década de 2020.

Con muchos proyectos respaldados por grandes patrocinadores, 2020 parece ser otro año sólido para las aprobaciones de proyectos de GNL, aunque sea un año desafiante para los precios.

*Susan L. Sakmar, abogada, ha trabajado en una variedad de entornos legales, corporativos, sin fines de lucro y académicos. Actualmente es profesora visitante de derecho en el Centro de Derecho de la Universidad de Houston y es consultora independiente de GNL.

El sistema permite un suministro simultáneo de GNL a través de varios vehículos cisterna.

7 de enero de 2020.    La naviera Baleària puso en marcha un abastecimiento de gas natural licuado (GNL) de alta eficiencia en el puerto de Valencia, gracias al sistema de Multi Truck to Ship (MTTS), en el que varias cisternas operan simultáneamente para suministrar combustible al buque.

Tras realizar las pruebas con este sistema de forma exitosa, la naviera utilizará diariamente este nuevo método, después de la aprobación de la Autoridad Portuaria de Valencia, que garantiza la completa operatividad de los buques que operan con gas en dicho puerto.

El sistema MTTS permite un suministro simultáneo de varios vehículos cisterna. Para ello, la naviera utiliza un colector fabricado por Kosan Crinsplant, que fue optimizado para esta operativa concreta por la empresa de ingeniería Cotenaval, así como cisternas de la empresa logística ESK. En la prueba realizada se suministró GNL al buque Hypatia de Alejandría de Baleària, que actualmente cubre la ruta entre Valencia, Ibiza y Palma. La velocidad de trasiego con este sistema oscila entre 80 y 120 m3/h, en función de las características de bombeo de las cisternas empleadas.

Así, en el bunkering realizado el 29 de diciembre se utilizaron dos cisternas simultáneas, con un caudal de transferencia de 95m3/hora, lo que permitió descargarlas en 55 minutos. Cotenaval, junto con personal delegado de la naviera, coordinaron tanto la operativa, que permite compaginar la carga de GNL con otras operaciones simultáneas de embarque de pasajeros, vehículos y mercancías, como su estudio de riesgo.

El suministro simultáneo de varias cisternas a buque es más rápido que el método habitual, conocido como Truck To Ship (TTS), en el que solo puede suministrar una única cisterna y que suele alcanzar una velocidad de descarga entre 30 y 50m3/h; una dificultad logística que se suma a los tiempos limitados de escala en puerto de los buques y que el método MTTS permite corregir. Cabe destacar que Baleària llevó a cabo en noviembre, en el puerto de Huelva, el primer bunkering MTTS de GNL realizado en España.

El ferry Hypatia de Alejandría, de 186 metros de eslora y que puede navegar a 24 nudos, dispone de dos tanques para almacenar GNL con un volumen de 330 m3. Incorporado en enero de 2019, fue el primer buque de Baleària en navegar con GNL.

El GNL es un combustible más sostenible, ya que elimina las emisiones de SOx y partículas, y reduce un 85% de los NOx. También emite un 30% menos de CO₂, uno de los principales gases de efecto invernadero.

Por sus beneficios ambientales y económicos, el GNL ha experimentado un gran crecimiento como combustible marino en la península Ibérica. Para analizar este escenario sumamente positivo para el gas natural tanto en la movilidad terrestre como marítima, y evaluar lo último en tecnologías de combustible alternativo y movilidad sostenible, se llevará a cabo AltFuels Iberia 2020, del 5 al 9 de octubre en el Recinto Ferial IFEMA de Madrid.

Fuente: Baleària