Este
miércoles, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, abordó las alternativas que
tiene el país para el abastecimiento de gas a corto y mediano plazo, afirmando
que la proyección de déficit ha aumentado.
"Habría
para el año entrante un déficit que inicialmente habíamos estimado en unos 83
giga BTU para el 2025 y para el 2026 en unos 160 giga BTU. Esa cifra la hemos
actualizado y, de acuerdo con una información que hemos recibido de uno de los
actores que tendría compromisos de entregas de gas y unas reservas importantes
para el año entrante, ese déficit se aumenta a unos 120 giga BTU para el año
entrante y a casi 300 giga BTU para el año 2026", afirmó el directivo.
Roa
explicó que la regulación actual impide hacer una oferta de gas en bloque
diferente a la que se tendría en la base firme de gas. "Por eso el anuncio
que hace hoy la industria es cierto, estamos en una limitante de 46 giga BTU de
posibilidad de ofertar en contratos al mercado, pero prontamente saldrá un
decreto flexibilizando esa regulación, permitiéndole a Ecopetrol poder hacer
una oferta de contratos de gas muy pronto, que nos posibilitaría atender esos
120 giga BTU y hasta 160 giga BTU de oferta de gas".
Respecto
a los tiempos en los que Ecopetrol podría ofrecer dicho gas al mercado, el
presidente de la empresa indicó: "Hay un plazo, está muy cerca, creo que
es la semana entrante, cuando lleguemos a anunciar la oferta de disponibilidad
de gas. Estamos a la espera de la definición de esta resolución para poder
aplicar esa nueva metodología y hacer una oferta de venta de gas en bloque con
esa flexibilidad de comercialización que estamos esperando".
En
relación a la importación de gas, Roa señaló que Grupo Ecopetrol continúa
acompañando a PDVSA Sucursal Colombia en las actividades necesarias para la
rehabilitación del Gasoducto Antonio Ricaurte, con el objetivo de importar gas
en el 2025, siempre y cuando se cuente con el aval del Gobierno de Estados
Unidos, a través de la OFAC.
También
se plantea la alternativa de la regasificación, en volúmenes que van desde 50
hasta 350 millones de pies cúbicos por día, en proyectos ubicados en diferentes
áreas desde Buenaventura hasta La Guajira. Ecopetrol analiza técnicamente el
uso de su infraestructura para facilitar la adopción de este tipo de soluciones
en sus activos.
Además,
en mayo pasado, Ecopetrol lanzó un proceso de Requerimiento de Información al
Mercado, para conocer sobre alternativas de recibo, almacenamiento y
regasificación de Gas Natural Licuado (GNL). "Hemos recibido ocho
propuestas que estamos evaluando, la mayoría de ellas son de LNG importado.
Otra propuesta es la de desarrollar rápidamente infraestructura de recepción de
gas licuado para regasificar en nuestras facilidades e introducirlo al país a
través del gasoducto Ballenas – Barranca", puntualizó Roa.
Ecopetrol
sigue trabajando en diversas estrategias para asegurar el suministro de gas y
atender el creciente déficit proyectado, mostrando su compromiso con la
estabilidad energética del país.
Más
temprano, Naturgas señaló que la oferta de cantidades disponibles de gas
natural para la venta en firme (PTDVF), publicada ayer por el Gestor del
Mercado de Gas Natural en Colombia y discriminada por campo de producción y
operador, reveló que la cantidad para venta en firme en 2025 es de 43.5 giga
BTU y para 2026 160.5 giga BTU. Se estima que las necesidades de contratación
en firme para 2025 están alrededor de los 120 giga BTU, o 12% de la demanda, y
para 2026 alrededor de los 350 giga BTU que equivalen al 30% de la demanda
prevista para ese año.
"Con
base en este panorama, la oferta de gas local para la venta en firme no será
suficiente para cubrir la demanda de gas natural en el país en el corto y
mediano plazo. Para evitar el desabastecimiento es necesario complementar la
oferta local con fuentes externas de tal manera que los comercializadores que
atienden la demanda residencial, comercial, industrial y vehicular, los cuales
contratan gas de distintas fuentes y con distintas condiciones, cumplan con las
necesidades de sus usuarios", afirma.
En
este sentido, la industria del gas natural, liderada por la Asociación
Colombiana de Gas Natural (NATURGAS), hace un llamado urgente a priorizar las
acciones y decisiones necesarias y pertinentes, que permitan garantizar el
suministro de gas natural en el corto y mediano plazo.
Luz
Stella Murgas, presidenta de Naturgas, afirmó que "la disminución de la
oferta reafirma la necesidad de priorizar las decisiones de política pública y
regulatoria tendientes a incrementar la oferta local de gas y habilitar todas
las fuentes externas de suministro. Hemos insistido al Ministerio de Minas y
Energía y a la Creg en que comercializar gas con las reglas actuales, en un
escenario de estrechez del mercado como el actual, podría generar un incremento
en los precios del gas natural, un servicio público que históricamente ha sido
el más económico en Colombia". De hecho, según cifras del DNP, el gas
natural solo representa el 0.8% del costo total de la canasta de consumo de los
hogares pobres, consolidándose como el energético más asequible.
Algunas
de las opciones que desde la industria se proponen para garantizar el
abastecimiento de corto, mediano y largo plazo son:
·
Antes de que inicie el periodo de compraventa de gas natural dentro del proceso
de comercialización que ya está en marcha, flexibilizar las reglas para la
comercialización de gas local e importado en relación con duración de
contratos, negociaciones directas en cualquier momento del año, suscripción de
contratos de suministro en firme con vigencias de corto, mediano y largo plazo
y flexibilidad en el inicio de ejecución del contrato.
·
Aprobación de las inversiones asociadas a la ampliación de capacidad de
transporte del gasoducto Barranquilla – Ballena, que permitiría transportar
excedentes de gas de la Costa Atlántica hacia el interior del país.
·
Resolver las solicitudes de revisión de cargos y de agregación de tramos de
transporte necesarias para impulsar el desarrollo de los proyectos que
aumentarán oferta de gas local.
En
las propuestas de las resoluciones CREG 702 003 de 2023 y 702 006 de 2024 la
CREG ha planteado algunas medidas tendientes a flexibilizar las reglas de
comercialización, pero se requiere que esas medidas se adopten definitivamente
y en el menor tiempo posible para que apliquen al actual proceso de
comercialización de gas.
Finalmente,
para dinamizar la actividad exploratoria y adoptar medidas que impacten la
administración de los contratos E&P, es necesario que el Ministerio de
Minas y Energía considere medidas adicionales y excepcionales, tales como: i)
la flexibilización de los compromisos requeridos para ampliar plazos y retener
áreas en evaluación; ii) revisar la extensión de áreas de contratos existentes
afectados por fuerza mayor o aspectos técnicos; iii) retomar la nominación de
áreas exclusivas para gas natural en el país; y iv) la promoción de sinergias
entre proyectos convencionales y de transición energética.
Tomado
de: https://dataifx.com/post/ecopetrol-advierte-de-incremento-en-deficit-de-gas-y-busca-medidas-para-su-abastecimiento
NOTA:
Este
miércoles, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, abordó las alternativas que
tiene el país para el abastecimiento de gas a corto y mediano plazo, afirmando
que la proyección de déficit ha aumentado.
"Habría
para el año entrante un déficit que inicialmente habíamos estimado en unos 83
giga BTU para el 2025 y para el 2026 en unos 160 giga BTU. Esa cifra la hemos
actualizado y, de acuerdo con una información que hemos recibido de uno de los
actores que tendría compromisos de entregas de gas y unas reservas importantes
para el año entrante, ese déficit se aumenta a unos 120 giga BTU para el año
entrante y a casi 300 giga BTU para el año 2026", afirmó el directivo.
Roa
explicó que la regulación actual impide hacer una oferta de gas en bloque
diferente a la que se tendría en la base firme de gas. "Por eso el anuncio
que hace hoy la industria es cierto, estamos en una limitante de 46 giga BTU de
posibilidad de ofertar en contratos al mercado, pero prontamente saldrá un
decreto flexibilizando esa regulación, permitiéndole a Ecopetrol poder hacer
una oferta de contratos de gas muy pronto, que nos posibilitaría atender esos
120 giga BTU y hasta 160 giga BTU de oferta de gas".
Respecto
a los tiempos en los que Ecopetrol podría ofrecer dicho gas al mercado, el
presidente de la empresa indicó: "Hay un plazo, está muy cerca, creo que
es la semana entrante, cuando lleguemos a anunciar la oferta de disponibilidad
de gas. Estamos a la espera de la definición de esta resolución para poder
aplicar esa nueva metodología y hacer una oferta de venta de gas en bloque con
esa flexibilidad de comercialización que estamos esperando".
En
relación a la importación de gas, Roa señaló que Grupo Ecopetrol continúa
acompañando a PDVSA Sucursal Colombia en las actividades necesarias para la
rehabilitación del Gasoducto Antonio Ricaurte, con el objetivo de importar gas
en el 2025, siempre y cuando se cuente con el aval del Gobierno de Estados
Unidos, a través de la OFAC.
También
se plantea la alternativa de la regasificación, en volúmenes que van desde 50
hasta 350 millones de pies cúbicos por día, en proyectos ubicados en diferentes
áreas desde Buenaventura hasta La Guajira. Ecopetrol analiza técnicamente el
uso de su infraestructura para facilitar la adopción de este tipo de soluciones
en sus activos.
Además,
en mayo pasado, Ecopetrol lanzó un proceso de Requerimiento de Información al
Mercado, para conocer sobre alternativas de recibo, almacenamiento y
regasificación de Gas Natural Licuado (GNL). "Hemos recibido ocho
propuestas que estamos evaluando, la mayoría de ellas son de LNG importado.
Otra propuesta es la de desarrollar rápidamente infraestructura de recepción de
gas licuado para regasificar en nuestras facilidades e introducirlo al país a
través del gasoducto Ballenas – Barranca", puntualizó Roa.
Ecopetrol
sigue trabajando en diversas estrategias para asegurar el suministro de gas y
atender el creciente déficit proyectado, mostrando su compromiso con la
estabilidad energética del país.
Más
temprano, Naturgas señaló que la oferta de cantidades disponibles de gas
natural para la venta en firme (PTDVF), publicada ayer por el Gestor del
Mercado de Gas Natural en Colombia y discriminada por campo de producción y
operador, reveló que la cantidad para venta en firme en 2025 es de 43.5 giga
BTU y para 2026 160.5 giga BTU. Se estima que las necesidades de contratación
en firme para 2025 están alrededor de los 120 giga BTU, o 12% de la demanda, y
para 2026 alrededor de los 350 giga BTU que equivalen al 30% de la demanda
prevista para ese año.
"Con
base en este panorama, la oferta de gas local para la venta en firme no será
suficiente para cubrir la demanda de gas natural en el país en el corto y
mediano plazo. Para evitar el desabastecimiento es necesario complementar la
oferta local con fuentes externas de tal manera que los comercializadores que
atienden la demanda residencial, comercial, industrial y vehicular, los cuales
contratan gas de distintas fuentes y con distintas condiciones, cumplan con las
necesidades de sus usuarios", afirma.
En
este sentido, la industria del gas natural, liderada por la Asociación
Colombiana de Gas Natural (NATURGAS), hace un llamado urgente a priorizar las
acciones y decisiones necesarias y pertinentes, que permitan garantizar el
suministro de gas natural en el corto y mediano plazo.
Luz
Stella Murgas, presidenta de Naturgas, afirmó que "la disminución de la
oferta reafirma la necesidad de priorizar las decisiones de política pública y
regulatoria tendientes a incrementar la oferta local de gas y habilitar todas
las fuentes externas de suministro. Hemos insistido al Ministerio de Minas y
Energía y a la Creg en que comercializar gas con las reglas actuales, en un
escenario de estrechez del mercado como el actual, podría generar un incremento
en los precios del gas natural, un servicio público que históricamente ha sido
el más económico en Colombia". De hecho, según cifras del DNP, el gas
natural solo representa el 0.8% del costo total de la canasta de consumo de los
hogares pobres, consolidándose como el energético más asequible.
Algunas
de las opciones que desde la industria se proponen para garantizar el
abastecimiento de corto, mediano y largo plazo son:
·
Antes de que inicie el periodo de compraventa de gas natural dentro del proceso
de comercialización que ya está en marcha, flexibilizar las reglas para la
comercialización de gas local e importado en relación con duración de
contratos, negociaciones directas en cualquier momento del año, suscripción de
contratos de suministro en firme con vigencias de corto, mediano y largo plazo
y flexibilidad en el inicio de ejecución del contrato.
·
Aprobación de las inversiones asociadas a la ampliación de capacidad de
transporte del gasoducto Barranquilla – Ballena, que permitiría transportar
excedentes de gas de la Costa Atlántica hacia el interior del país.
·
Resolver las solicitudes de revisión de cargos y de agregación de tramos de
transporte necesarias para impulsar el desarrollo de los proyectos que
aumentarán oferta de gas local.
En
las propuestas de las resoluciones CREG 702 003 de 2023 y 702 006 de 2024 la
CREG ha planteado algunas medidas tendientes a flexibilizar las reglas de
comercialización, pero se requiere que esas medidas se adopten definitivamente
y en el menor tiempo posible para que apliquen al actual proceso de
comercialización de gas.
Finalmente,
para dinamizar la actividad exploratoria y adoptar medidas que impacten la
administración de los contratos E&P, es necesario que el Ministerio de
Minas y Energía considere medidas adicionales y excepcionales, tales como: i)
la flexibilización de los compromisos requeridos para ampliar plazos y retener
áreas en evaluación; ii) revisar la extensión de áreas de contratos existentes
afectados por fuerza mayor o aspectos técnicos; iii) retomar la nominación de
áreas exclusivas para gas natural en el país; y iv) la promoción de sinergias
entre proyectos convencionales y de transición energética.
Tomado
de: https://dataifx.com/post/ecopetrol-advierte-de-incremento-en-deficit-de-gas-y-busca-medidas-para-su-abastecimiento
NOTA:
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