Categoría: Industria

En un comunicado a la opinión pública, las empresas petroleras que operan en Puerto Gaitán condenan los bloqueos a las operaciones. El siguiente es el texto del comunicado:

Las empresas de la industria de hidrocarburos, que operan en Puerto Gaitán (Meta): Ecopetrol, Frontera, Hocol, Tecpetrol y Cepsa, manifiestan su profunda preocupación por las graves consecuencias sociales y económicas que está generando el bloqueo de la vía que conduce de Puerto Gaitán a la vereda Rubiales, que ya completa 7 días, afectando a los habitantes del departamento del Meta y las compañías.

Son más de 5.332 trabajadores del sector y sus familias perjudicados, que se suman a los de otras actividades productivas, a quienes se les está violando el derecho al trabajo y a la movilidad, impidiéndoles, de manera ilegal, el ingreso y salida de sus sitios de trabajo. La industria de hidrocarburos se solidariza con ellos y con los demás habitantes de la zona. El respeto a los derechos humanos de todos los que hacemos parte del territorio deben ser garantizados.

Los impactos sociales y económicos son enormes, teniendo en cuenta que los manifestantes están negando el paso de víveres y alimentos, además del combustible necesario para el funcionamiento continuo de las operaciones de las empresas que a la fecha están dejando de producir más de 49.500 barriles por día

Adicionalmente, la afectación en las operaciones petroleras en el Meta están impactando la carga de las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja, lo cual pone en riesgo el suministro de combustibles líquidos en Colombia y otros países a los que exportamos.

Como industria, que también es usuaria de la vía Puerto Gaitán – Rubiales, respetamos el derecho a la protesta de los habitantes de la zona; sin embargo, rechazamos las vías de hecho. Por eso, invitamos a la comunidad, a las autoridades departamentales y locales, y al Gobierno nacional, a buscar soluciones conjuntas que permita levantar el bloqueo y lograr acuerdos en los que prime el bienestar del departamento.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), a través de un comunicado, aclaró que no hay riesgo de desabastecimiento de energía eléctrica en el corto plazo por el estado del sistema eléctrico del área denominada “Centro Oriental”.

La respuesta de la entidad, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, se da luego de las declaraciones de la saliente viceministra de Energía Belizza Ruiz.

El área Centro Oriental está conformada por las redes de los departamentos de Cundinamarca, incluida Bogotá, y el Meta, que representan cerca del 26% de la demanda nacional, aproximadamente unos 12 millones de habitantes.

La UPME señala que desde el 2010 se han venido definiendo y poniendo en marcha proyectos en el marco de los planes de expansión, para atender los problemas operativos concretos, a través de las convocatorias y la adjudicación de los proyectos Chivor – Chivor II – Norte – Bacatá 230 kV, Sogamoso-Norte-Nueva Esperanza 500 kV, Subestación Norte 115 kV y líneas de transmisión asociadas en 115 kV, y Virginia – Nueva Esperanza 500 kV.

Agregó que las obras de expansión que se encuentran en servicio han permitido mantener la confiabilidad, seguridad y estabilidad del sistema eléctrico del área Centro Oriental.

Y concluye que, de acuerdo con las previsiones y los análisis de mediano plazo realizados por la UPME y XM, la red existente permite mantener el servicio mientras avanzan las obras complementarias previstas por el crecimiento de la demanda.

El comunicado señala que es importante enfatizar que:

1. La situación del área Centro Oriental no es nueva y sus necesidades son de tiempo atrás,
2. ii) Dicha situación es objeto de seguimiento constante y permanente por parte de la UPME, con la participación del CNO, Ministerio de Minas y Energía, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, XM y los agentes, a través del “grupo de área oriental”, para identificar acciones de mitigación de riesgos y adelantar las gestiones necesarias tendientes a la entrada oportuna de los proyectos mencionados.

Sin embargo, reconoce que la entrada en operación de algunos proyectos ha sufrido retrasos, debido a decisiones del Tribunal Administrativo de Cundinamarca, requerimientos de la ANLA y posiciones de los habitantes que habitan cerca a los proyectos.

“De acuerdo con los análisis de mediano plazo de XM, de presentarse la salida por falla o mantenimiento de una unidad de generación adicional a las que se prevé estén por fuera del área y en caso de falla de la línea Bacatá – Nueva Esperanza 500 kV, en 2025-2026 el riesgo de desatención de demanda podría ser cercano al 2% de la región “Centro Oriental”. Por tanto, las obras definidas y en ejecución son fundamentales para atender la demanda y mitigar cualquier tipo de riesgo”, concluye finalmente.

A raíz del anuncio del presidente Gustavo Petro de asumir las funciones de las comisiones que regulan los servicios públicos, los gremios Andesco, Asocodis, ANDEG, Acolgen y  SER Colombia, se pronunciaron al respecto.

En comunicado a la opinión pública, los gremios informan que:

1. Los sectores eléctrico y de gas natural desde las Leyes 142 y 143 de 1994 han contado con una institucionalidad robusta y estable, que ha permitido que todos los actores, incluyendo el gobierno, inversionistas y empresas públicas, privadas y mixtas, trabajen de manera articulada logrando mejoras significativas en cobertura y calidad de estos dos servicios públicos esenciales para los ciudadanos en las últimas tres décadas.
2. Sin embargo, las señales anunciadas recientemente de retomar las funciones de regulación de los servicios públicos domiciliarios debilitan la institucionalidad y con ello ponen en riesgo la confianza de los agentes prestadores de estos servicios para ejecutar las inversiones públicas y privadas necesarias para garantizar los mismos, incluyendo que probablemente se verán afectados los proyectos que permitirán al país avanzar en el proceso de transición energética, lo que perjudicaría a todos los colombianos.
3. Es fundamental garantizar la seguridad jurídica, que permita contar con reglas razonables y estables, y mantener la independencia de los entes de regulación, para mantener la confiabilidad de los sistemas y, por tanto, de los servicios de electricidad y gas natural, evitando situación que pongan en riesgo la prestación continua de los servicios, debido a la toma de decisiones sin el suficiente soporte técnico.
4. Por último, en nombre de los gremios que representamos y nuestras empresas afiliadas, ratificamos nuestra entera disposición para trabajar conjuntamente con el Gobierno Nacional, en cabeza del presidente de la República y sus entidades delegadas, para buscar soluciones y mejoras sostenibles y con rigor técnico, que contribuyan a la situación actual, en el marco de la institucionalidad y de las mejores prácticas recomendadas en asuntos de política pública y regulación sectorial.

La canadiense Canacol Energy proporcionó detalles sobre tres descubrimientos en Colombia, así como información sobre su programa de perforación a corto plazo.

Saxofón 1: La Corporación comenzó la perforación del pozo de exploración Saxofón 1 el 2 de diciembre de 2022 en su contrato operado con participación del 100% de Exploración y Producción («E&P») VIM5, ubicado en la Cuenca Inferior del Magdalena.

El pozo alcanzó una profundidad total de 9.416 pies y encontró una columna de gas bruta de 290 pies de profundidad vertical verdadera dentro del reservorio de arenisca Porquero, entre profundidades de 4.385 y 4.675, y una columna de gas bruta de 48 pies dentro del reservorio primario de arenisca Ciénaga de Oro (CDO) entre 7.560 y 7.608 pies. 

El pozo se está revistiendo actualmente, y la Corporación planea movilizar una plataforma de workover para completar y probar el CDO. El plan de desarrollo para Saxofón incluirá la perforación de pozos adicionales de evaluación y desarrollo una vez que se haya adquirido un nuevo estudio sísmico 3D sobre esa área a fines de 2023.

Dividivi 1: Canacol comenzó la perforación del pozo de exploración Dividivi 1 el 20 de diciembre de 2022 en su contrato de exploración VIM33 con participación del 100%, ubicado en la Cuenca Inferior del Magdalena.

El pozo alcanzó una profundidad total de 4.692 pies y encontró una columna de gas bruta de 89 pies dentro de los reservorios primarios de arenisca CDO y piedra caliza Cicuco entre profundidades de 2.184 y 2.273 pies.

La Corporación está ejecutando actualmente una prueba de flujo del pozo con el fin de formular un plan de desarrollo comercial para el descubrimiento. El descubrimiento se encuentra aproximadamente a 35 kilómetros al oeste del gasoducto de TGI, que actualmente tiene aproximadamente 260 millones de pies cúbicos diarios de capacidad disponible de transporte hacia el interior de Colombia.

Chimela 1: Canacol comenzó la perforación del pozo de exploración Chimela 1 el 13 de noviembre de 2022 en su contrato operado con participación del 100% de exploración y producción VMM45, ubicado en la Cuenca del Magdalena Medio.

El pozo alcanzó una profundidad total de 14.101 pies y encontró múltiples zonas contenedoras de petróleo y gas dentro de los reservorios primarios de arenisca Lisama Superior y Lisama Basal entre profundidades de 12.410 y 13.694 pies. 

Los depósitos de petrolero encontrados dentro del Lisama Basal se encontraron entre 13.004 y 13.694 pies con arenas llenas de petróleo entre 8 y 20 pies de espesor, con una porosidad promedio del 14%. El depósito de gas dentro del Lisama Superior tiene un espesor de 9 pies, con una porosidad promedio del 10%.

Actualmente, la Corporación está desmovilizando la plataforma de perforación y se está preparando para movilizar una plataforma de workover para completar y probar la producción del pozo, y proporcionará resultados cuando estén disponibles.

Natilla 1: La Corporación perforó el pozo de exploración Natilla 1, ubicado en su contrato de exploración SSJN 7 con una participación operadora del 50%, el 1 de diciembre de 2022.

Natilla 1 le apunta a areniscas contenedoras de gas dentro de los reservorios de arenisca CDO y Porquero. El pozo perforó a una profundidad de 11.848 pies, antes de encontrar problemas relacionados con la perforación. El pozo se está desviando actualmente y la Corporación anticipa alcanzar una profundidad total planificada de 16.609 pies dentro de 6 semanas.

Programa de perforación a corto plazo

Canacol planea perforar el pozo de exploración Lulo 1, ubicado en su contrato operado con participación del 100% Esperanza a mediados de marzo de 2023.

El pozo Lulo 1 está ubicado a menos de 1 kilómetro al este de la planta de producción de Jobo y apunta a areniscas contenedoras de gas del reservorio CDO. Se anticipa que el pozo tardará 4 semanas en perforarse y completarse.

Afinia, filial del Grupo EPM, presentó cinco alternativas al Gobierno Nacional para reducir la tarifa del servicio de energía eléctrica en la costa Caribe, buscando una solución estructural y significativa para la comunidad.

La compañía hace esta propuesta recordando que el costo máximo autorizado a cobrar por el servicio permite realizar las inversiones que requiere el sistema de distribución de energía en el Caribe, reducir las pérdidas y mejorar la confiabilidad y calidad del servicio, conservando la suficiencia financiera de la compañía y la continuidad del servicio en el largo plazo.

La empresa informó en un comunicado que: “Es importante precisar que a pesar de que la compañía traslada los cobros justos a los usuarios, la organización es consciente de la realidad económica de la Región, lo que dificulta la consecución de los recursos para el pago del servicio de energía, y por esto, no ha descansado en la búsqueda de alternativas que permitan que permitan aliviar las tarifas, por lo que ha hecho de manera formal las siguientes propuestas ante el Ministerio de Minas y Energía: 

1. Distribuir el diferencial del incremento tarifario en la región Caribe entre todos los usuarios del servicio a nivel nacional y el Gobierno Nacional. Ello representaría para los usuarios de la costa una reducción de 127$/kWh y para los usuarios del interior del país un incremento de tan sólo 37$/kWh.
2. Aumentar el consumo de subsistencia para municipios ubicados por debajo de 1.000 metros sobre el nivel del mar de 173 kWh/mes a 240 kWh/mes, en conjunto con la aplicación de un porcentaje de subsidio decreciente atado al consumo para promover la eficiencia energética.
3. Establecer un consumo mínimo vital para usuarios que demuestren su imposibilidad de pago, el cual sería cubierto en su totalidad con presupuesto del Gobierno Nacional.
4. Viabilizar recursos para que las empresas puedan continuar con sus planes de negocio, proponiendo que: a) El Gobierno Nacional asuma el saldo acumulado a la fecha de la opción tarifaria, lo que se traduce para el usuario en menor precio a futuro y para la empresa en recursos para continuar su tarea con la prestación de servicio o b) el Gobierno Nacional garantice con entidades financieras el monto del saldo de la opción tarifaria con créditos de bajo costo y de largo plazo, lo cual no significará una reducción del precio para el usuario, pero su pago podrá realizarse de manera más módica en el largo plazo.
5. Crear fondos que permitan a los usuarios de menores ingresos alcanzar la transición energética, para la construcción de granjas solares y programas de eficiencia energética, que pueden ser desarrollados en compañía de las empresas prestadoras del servicio y que permitan la sostenibilidad de los proyectos en el largo plazo. El fondo podría ser alimentando con recursos provenientes de regalías.”

Finalmente, Afinia estableció una reducción del valor del kilovatio hora, pasando de 822,80 $/kWh a 798 $/kWh, que representa una disminución de 24,68 $/kWh para los consumos facturados a partir de noviembre, dependiendo del ciclo de facturación del usuario. La medida, que se extenderá hasta enero del 2023, se traduce en una reducción del 3% del costo unitario comparado con octubre de 2022.

Ante el derrumbe en el departamento del Cauca, que bloqueó parte de la vía Panamericana, el Ministerio de Minas y Energía lidera la articulación institucional y diplomática de acciones que permitan garantizar al departamento de Nariño el abastecimiento de combustibles líquidos, gas licuado del petróleo y gas natural comprimido.

La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, anunció que la primera medida será garantizar el abastecimiento de combustibles del departamento de Nariño a través de la planta de Petrodecol, ubicada en Tumaco, que permite disponer de 43 mil barriles de gasolina motor corriente y 30 mil de diésel, que iniciarán su tránsito hasta el 31 de enero.

La segunda medida será el abastecimiento desde el puerto de Barranquilla hasta Tumaco. Se está negociando el cabotaje y se estima que inicie operaciones el 16 de enero para garantizar el abastecimiento en el Sur Occidente del país.

Una tercera medida es que, en conjunto con el Ministerio de Transporte y entidades territoriales, se está trabajando para iniciar el cargue de combustible, GNC y diésel en Neiva (Huila), el cual se llevará a Nariño por la vía Mocoa – Pasto. Es de aclarar que esta ruta solo permite el tránsito de vehículos que no superen las 10 toneladas, por lo que se considera una medida complementaria.

Como cuarta medida, a través de Cancillería y en diálogo con el Gobierno del Ecuador, se solicitó autorización para transitar vehículos cisterna desde el día jueves 12 de enero en la vía Pasto – Tulcán – Lago Agrio – La Hormiga – Mocoa – Neiva – Gualanday. Esto permitirá llevar al departamento de Nariño alrededor de 3 mil barriles de combustible. Se evaluará la posibilidad de convertirla en una ruta recurrente mientras se supera la emergencia.

De otro lado y como quinta medida, se inició negociación con Petroecuador para autorizar la importación de producto para cubrir la demanda y garantizar el consumo en la región.

Finalmente y en materia de Jet, la estrategia definida es que se realizará tankering, que es una operación que lleva los aviones llenos de combustible y permite no realizar tanqueo en sitio. Inicialmente, una vez revisadas las rutas y viabilidad, se buscará transportar Jet de manera terrestre por las rutas disponibles y mencionadas anteriormente.

“El conjunto de estas medidas permite abastecer y cubrir la demanda de los departamentos de Nariño y Cauca, en los que esperamos se normalice el abastecimiento en el transcurso de la presente semana”, dijo Vélez.

Como parte de su estrategia de refinanciamiento y financiación del plan de inversiones 2023, Ecopetrol salió exitosamente al mercado internacional de capitales.

Ecopetrol informó que, como parte de su estrategia de refinanciamiento y financiación del plan de inversiones 2023, realizó exitosamente una colocación de Bonos de Deuda Pública Externa en el mercado internacional de capitales, con base en la autorización expedida por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público mediante Resolución 0054 del 10 de enero de 2023, por USD2.000 millones en las siguientes condiciones:

El libro de la emisión alcanzó un valor de más de US$ 6.000 millones, equivalente a aproximadamente tres veces el monto colocado y contó con la demanda de alrededor de 320 inversionistas de los Estados Unidos, Europa, Asia y América Latina.

Las condiciones obtenidas evidencian un mejor entorno de mercado en el inicio del 2023 y ratifican la confianza de los inversionistas y el sector financiero internacional en la compañía, sus recientes resultados operativos y financieros, su manejo proactivo de los vencimientos de 2023 y su plan de inversiones recientemente anunciado.

La destinación de los recursos de la emisión es para:

1. Realizar el prepago del saldo del crédito autorizado mediante resolución 1928 del 13 de agosto de 2021 obtenido para financiar la adquisición del 51,4% de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA); y,
2. Financiar el plan de inversiones orgánico 2023 de Ecopetrol y otros gastos diferentes a inversión, entre ellos el refinanciamiento de obligaciones que vencen en 2023.

“El mercado internacional de capitales proporciona a Ecopetrol la profundidad de demanda y diversificación de inversionistas que permite acceder a recursos de financiación en niveles competitivos”, concluye el comunicado emitido por la Empresa de capital mixto.

Las medidas para avanzar hacia una economía baja en carbono destacan la adopción masiva de energías renovables, el aumento de la eficiencia energética y el impulso de la electromovilidad y las tecnologías de almacenamiento, en el marco de la transición energética. Esto abre una ventana de oportunidad para los países mineros de América Latina, dado que las nuevas tecnologías están asociadas con un mayor uso de minerales, lo que hace prever una mayor demanda y también un mayor precio.

En el Estudio Económico de América Latina y el Caribe de 2022, titulado ‘Dinámica y desafíos de la inversión para impulsar una recuperación sostenible e inclusiva’, realizado por la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), se le dedicó un capítulo a la minería para la transición energética.

Efectivamente, en el capítulo cuarto, titulado ‘Transición energética y desafíos de inversión en las industrias del cobre, el hierro y el litio en países de la región’, se plantean los desafíos de inversión de estas industrias, enfatizando el papel de los denominados factores verdes.

Se estima que en el caso del cobre la demanda podría crecer un 30% al 2030, debido a que este sería un mineral transversalmente utilizado por todas las nuevas tecnologías, con una baja probabilidad de sustitución. En cuanto a la industria del hierro y el acero, existe consenso en que la demanda seguirá aumentando a medida que las economías emergentes se vayan desarrollando y transitando demográficamente de lo rural a lo urbano.

El Estudio resalta que “si bien existen efectos positivos por el lado de la demanda, adecuar la producción a los nuevos estándares ambientales requerirá de grandes esfuerzos de inversión, pues la transición energética empujará al sector minero a modificar sus tecnologías de producción.

“Para aprovechar la ventana de oportunidad que supone el crecimiento de la demanda de minerales y lograr que el sector minero desempeñe un papel protagónico en la estrategia general de desarrollo, los productores deben hacer grandes esfuerzos en materia de inversión a fin de adecuar la capacidad de las empresas para ampliar su producción en un contexto de energías limpias.”

Los esfuerzos que habrá que hacer son significativos y crecen en concordancia con los cambios y restricciones que implique la transformación energética. Además, “las regulaciones deben ir acompañadas de otras políticas que promuevan el cambio tecnológico hacia la descarbonización, impulsando la inversión en investigación y desarrollo, y la preservación del patrimonio ambiental y cultural de la región”, dice la CEPAL.

El Estudio agrega que “con el fin de aprovechar el posible crecimiento de la demanda de minerales y de que el sector minero juegue un papel protagónico en la estrategia de desarrollo, los países productores deben hacer grandes esfuerzos de inversión tendientes a adecuar la capacidad de las empresas para funcionar en un contexto de producción y energías limpias.

“Es necesario adoptar políticas públicas dirigidas a transformar el sector, privilegiando tanto la gestión del impacto de la actividad en la sociedad y el medio ambiente como las consideraciones económicas. Así, los productores mineros de la región deben adecuarse a las nuevas condiciones de mercado que enfrentarán.”

En ese contexto, la competitividad futura del sector en los países de la región estará determinada no solo por factores tradicionales, como las reservas de minerales o las leyes en materia extractiva, sino por los llamados factores verdes. Entre estos cabe mencionar el precio sombra a las emisiones, que está dado por el nivel de ambición de las regulaciones nacionales para enfrentar el cambio climático y la intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de las tecnologías de producción empleadas. Además, los compradores internacionales de minerales también exigen cada vez más que se cumplan los estándares sociales y ambientales.

“En ese sentido, los esfuerzos en materia de inversión han de ser considerables, pues existe la necesidad de adecuar los patrones de producción a la nueva realidad que impone la transición energética. También deben intensificarse si se quiere sacar provecho a la ventana de oportunidades que se abre con la transición energética para los productores de minerales”, señala el Estudio.

Así, un primer reto que enfrenta la industria minera de la región consiste en captar o mantener la participación en la nueva y mayor demanda mundial de minerales para la transición energética, además de cambiar las formas y tecnologías de producción hacia procesos ambientalmente sostenibles.

Conclusiones

De acuerdo con la CEPAL, los países que tienen más desarrollo de sus reservas de litio, cobre y hierro en la región son Chile, Perú, Brasil, Bolivia y Argentina, y por lo tanto podrían aprovechar las oportunidades que les ofrece la transición energética.

El litio sería el mineral que en términos porcentuales podría presentar el mayor crecimiento relativo, si se tiene en cuenta que parte de niveles de producción relativamente bajos y que se espera un importante incremento de la demanda de baterías de iones de litio, debido a la gran penetración de los automóviles eléctricos. Sin embargo, el litio también presenta muchos riesgos, algunos de los cuales están asociados al posible desarrollo de otras tecnologías que podrían reemplazarlo en la fabricación de baterías.

Por su parte, el cobre cuenta con muy buenas perspectivas, toda vez que su demanda podría crecer un 30% de aquí a 2030. Esto se debe a que es un mineral transversalmente utilizado por todas las nuevas tecnologías, con una baja probabilidad de sustitución.

En cuanto a la industria del hierro y el acero, la literatura no es concluyente sobre su rol en la transición energética. Sin embargo, independientemente de los fundamentos que lideren su demanda, sí hay consenso en que esta seguirá aumentando a medida que los países emergentes se vayan desarrollando y transiten demográficamente de lo rural a lo urbano.

En el estudio no se menciona a Colombia, pero su potencial puede estar en el coque, materia prima para la siderurgia y que cuenta con buena reputación a nivel internacional por su alta calidad y poder calorífico; sin embargo, es uno de los sectores que el gobierno Petro pretende marchitar.

La segunda ronda de licitaciones tuvo como ganadoras a la empresa argentina y a la británica en consorcio con APA Corporation, y podrán realizar trabajos en la plataforma marítima uruguaya.

La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) adjudicó dos bloques offshore frente a la costa de Uruguay durante la segunda instancia de la Ronda de Licitaciones Abiertas 2022, y las beneficiarias son tres empresas que podrán ampliar la exploración y producción de hidrocarburos en la plataforma marina uruguaya: YPF y el consorcio integrado por Shell y APA Corporation.

Los bloques licitados fueron el OFF-4 y el OFF-5. ANCAP optó por otorgarle el primero al consorcio de Shell, que se presentó a través de su filial BG International junto a APA Exploration LDC, que acercó una oferta por ese bloque.

El OFF-5, por otra parte, quedó en manos de la argentina YPF, que había presentado ofertas por ambos bloques. Las decisiones fueron tomadas por el equipo técnico de la empresa estatal, que tomó como referencia una escala de puntajes y el cumplimiento de todos los requisitos.

Estas adjudicaciones se suman a las que la ANCAP realizó durante la primera mitad de 2022, cuando le otorgó el bloque OFF-6 a APA Corporation, y el OFF-2 y el OFF-7 a Shell. De esta forma, el único bloque de exploración offshore que todavía queda disponible es el tres.

Los trabajos que realizará cada empresa

Según la empresa estatal de Uruguay, la oferta ganadora para el bloque OFF-4 en aguas profundas —que se encuentra inmediato al bloque de exploración en aguas someras OFF-1, adjudicado a Challenger Energy en mayo de 2022— compromete a las empresas británica y estadounidense a realizar trabajos en dicho bloque, inicialmente durante cuatro años, incluyendo la adquisición de sísmica 3D.

En cuanto al bloque OFF-5 de aguas profundas, YPF se comprometió a llevar a cabo un amplio programa de trabajo técnico, también por un período de exploración de petróleo y gas inicial de cuatro años.

La inversión nominal por los trabajos presentados en ambos bloques es de 31 millones de dólares, aunque todavía queda por delante la aprobación formal de las ofertas por parte del Poder Ejecutivo y la firma de los contratos con las compañías ganadoras de cada bloque. Estos establecen que las empresas asumen todos los riesgos, costos y responsabilidades de la actividad, y que dichos costos sólo serán reembolsados en caso de producción comercial.

Fuente: Infoestación.com

A finales de diciembre, las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja registraron una carga conjunta de crudo de 459 mil barriles por día (bpd).

30 de diciembre de 2022.   Al cierre de 2022, el segmento de refinación de Ecopetrol alcanzó una carga de 459 mil barriles por día (bpd), la más alta registrada en la historia de las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja.

La refinería de Cartagena alcanzó 226 mil bpd como resultado de la puesta en marcha y estabilización del proyecto de Interconexión de Plantas de Crudo, mientras que la refinería de Barrancabermeja registró 233 mil bpd, como consecuencia de la alta disponibilidad operacional de sus plantas, luego de los mantenimientos ejecutados este año, que aumentaron su confiabilidad operacional.

La carga récord lograda asegura una mayor oferta de combustibles disponible que se distribuyen en la zona norte y el interior del país para el fin de año y representa un incremento de producción que oscila entre 6 y 7 mil barriles por día, destinados al mercado nacional.

Así mismo, implica un incremento en la producción de petroquímicos e industriales como el azufre y disolventes aromáticos, que podrán ser vendidos al interior del país o a los mercados internacionales.

En un comunicado, Ecopetrol señaló que “continuará fortaleciendo las dos refinerías con inversiones tecnológicas que permitan asegurar la soberanía energética del país y la calidad de combustibles bajo los más altos estándares mundiales.”