www.gasenergy.com.co I No. 4 I Ago - Sep 2014
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La revista de los gases combustibles en Colombia
ABECÉ DEL
GESTOR
DEL MERCADO
BUNKERING
NOTICIAS
Tanqueo de GNL en altamar
Convocatoria para optimizar consumo de energía y gas
Pag. 16
GAS Energy 2014 Pag.I Febrero-Marzo 8
Energy ®
CONTENIDO
EDITORIAL
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La revista de los gases combustibles en Colombia
ISSN: 2357-4879
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El gas natural en Colombia, medio siglo de una revolución energética
“
Las futuras generaciones no nos perdonarán por haber malgastado su última oportunidad, y su última oportunidad es hoy.
”
Jacques Yves Cousteau
Editor: GRUPO COMUNICAR
14 ENTREVISTA Director: MARTÍN ROSAS Redacción: MAURICIO VELOZA Diseño y Diagramación: STUDIO GRIEGOZ DESIGN edwcru@gmail.com Comercialización: MYRIAM JANETH AVELLANEDA myriamavellaneda@ rocketmail.com Teléfono: 321-3215288
TGI cierra ciclo por USD800 millones
17 HIDRÓGENO El mundo se prepara para recibir nuevo combustible
18 GLP Después de 20 años, llegan los subsidios al GLP
20 GNL INTERNACIONAL Europa sigue impulsando GNL fluvial y terrestre
21 CIFRAS Produccion gravable de gas
Una Publicación de: GRUPO COMUNICAR Calle 59 # 13-52, Of. 401 Tels: (1) 5410053, 318-6232944 Bogotá, D.C. - Colombia
10 ACTUALIDAD Ronda Colombia 2014, con sabor agridulce
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EDITORIAL
PANORAMA
Del cielo nos caen limones
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ese a que en 1945 se hallaron los primeros depósitos de gas natural en Colombia, fue solo hasta la década de los setenta del siglo pasado, con el descubrimiento de los campos de gas no asociado de La Guajira, que realmente despegó la industria del gas natural en el país. Efectivamente, entre 1972 y 1975 la Texas Petroleum Company (hoy Chevron) perforaba en el bloque Guajira en busca de petróleo, pero en cambio descubrió tres campos de gas no asociado (Ballena, Rioacha y Chuchupa, éste último costa afuera) con reservas estimadas entonces en siete terapies cúbicos (TPC), hasta ahora los yacimientos más grandes de gas descubiertos en el país. Ante ese hallazgo, el entonces presidente de Ecopetrol, Juan Francisco Villarreal, vio una enorme oportunidad para el país y acuñó la frase: “No tenemos naranjas (refiriéndose al petróleo), pero tenemos limones (gas natural)”.
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Esa situación, en un país donde la historia es cíclica, parece que vuelve a repetirse cuarenta años después. Ante la falta de un descubrimiento importante de petróleo y ante la dificultad, por no decir imposibilidad, de seguir con las labores de exploración y perforación, Colombia no podrá reponer en los próximos diez años los 4.000 millones de barriles de petróleo que necesita en reservas. Y eso gracias a las
Si se atendiera a la lógica, el país debería entonces mirar hacia otra fuente de energía, que en Colombia es abundante, más económica y menos contaminante: el gas natural.
demoras para obtener licencias ambientales, ante la oposición-movilización de las comunidades por parte de la Marcha Patriótica, y los atentados a la infraestructura perpetrados por los nuevos mejores amigos de Juanpa. Así, dentro de seis años, la nación pasará de exportadora a importadora de crudo, justo cuando Santos abandona la Casa de Nariño y posiblemente Timochenko esté cómodamente instalado como su nuevo inquilino. Si se atendiera a la lógica, el país debería entonces mirar hacia otra fuente de energía, que en Colombia es abundante, más económica y menos contaminante: el gas natural. Con reservas probadas actuales de 5,7 TPC (que alcanzan para quince años), y con la posibilidad de cuadruplicar en muy corto tiempo esa cifra, si se desarrollan tanto el gas convencional como las fuentes no convencionales, especialmente el metano asociado a los mantos de carbón, Colombia podría estar frente a una revolución energética, al cambiar drásticamente su matriz basada en petróleo por otra basada en gas. El resto del mundo ya está encaminado en esa dirección, al utilizar intensamente el gas natural como combustible en la industria, la generación eléctrica y el transporte vehicular, marítimo y próximamente ferroviario, con base en gas comprimido, gas licuado y biogás. Colombia tiene, pues, la oportunidad de oro de entrar en esa onda y minimizar el impacto que tendrá en el corto plazo el agotamiento de las reservas de crudo, pues si bien no tenemos ‘naranjas’, el país ha sido bendecido con ‘limones’ y, como dice el cantante neoyorquino Willie Colón, “si del cielo te caen limones, aprende a hacer limonada.”
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En primer semestre de 2014, Gas Natural lidera conversiones
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n Colombia, durante el primer semestre del 2014, se efectuaron un total de 9.691 conversiones a GNV, lo que representa un crecimiento del 17%, respecto a las 8.307 que se realizaron el mismo periodo del año anterior. Con corte a julio de este año, se registró un record de 482.312 conversiones acumuladas en el país y 162.219 conversiones en Bogotá, cifra que posiciona a la capital con una participación del 34% de las conversiones totales en el país. René Perea, director comercial de GNV de Gas Natural Fenosa dijo que “el número creciente de conversiones en el país demuestra que cada día más ciudadanos y empresas son conscientes de las ventajas ambientales, sociales y económicas del uso de gas en vehículos y que también se han beneficiado por los ahorros que representa la implementación de este tipo de soluciones”.
Otra de las razones por las cuales se ha incrementado la utilización de vehículos de gas es por su menor impacto al medioambiente. Comparados con los vehículos a gasolina, los vehículos a gas emiten menos CO2 y menos gases de efecto invernadero. Por ejemplo 10.000 taxis con GNV en Bogotá, con un motor de 1.000 cc que recorren 57.600 km al año, representan una disminución de 24.560 toneladas de CO2, es decir una reducción del 17% comparado al la emisión que produce la gasolina. Así mismo, hay una disminución de 4.838 toneladas al año, es decir 71%, de monóxido de carbono (CO) emitido al ambiente. Con tan solo 10.000 taxis, la huella de carbono disminuye de forma importante mejorando así la calidad de vida de los ciudadanos. Dentro de las opciones vehiculares amigables con el medio ambientales, el GNV es una de las más atractivas, pues tiene
una combustión limpia que no emite cenizas ni partículas sólidas a la atmosfera y genera una emisión muy baja de óxidos de nitrógeno (NOX), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2) e hidrocarburos reactivos y virtualmente no genera dióxido de azufre (SO2), que contribuye de manera significativa a la lucha contra el efecto invernadero y la lluvia ácida. Igualmente, Colombia cuenta con una excelente red de estaciones de servicio de gas natural, con más de 800 puntos de repostaje de GNV. Los puntos de carga se encuentran en 73 municipios, lo que garantiza una buena cobertura y acceso a este combustible en la geografía nacional. Solo en Cundinamarca, Boyacá y Santander se cuenta con una red de 168 estaciones de GNV, de las cuales 65 estaciones tienen la marca Gas Natural Fenosa. La conversión para un vehículo es subsidiada en un 55%.
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PORTADA
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Abecé del Gestor del Mercado En junio pasado la Bolsa Mercantil de Colombia fue seleccionada por la CREG como el nuevo Gestor del Mercado de Gas, un ente novedoso en el país que pretende darle transparencia al mercado del hidrocarburo.
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a Bolsa Mercantil de Colombia fue seleccionada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) como el Gestor del Mercado de Gas Natural, según la Resolución 094 de 2014. La selección del gestor se hizo mediante un concurso sujeto a los principios de transparencia y selección objetiva y a la metodología definida por la CREG. Inicialmente se presentaron seis proponentes. Posteriormente, la CREG revisó y analizó la información procesada y entregada por cada uno de los interesados a través de la propuesta técnica y la evidencia de la aprobación de garantía de seriedad de la propuesta. La Bolsa Mercantil de Colombia fue la única de las entidades que se presentó sin socios a la convocatoria. En su momento, el presidente de la compañía, Iván Arroyave, aseguró que el participar sin asociación era una fortaleza para la empresa pues “al no hacer parte de un consorcio u otro mecanismo de colaboración empresarial, puede ofrecer al mercado de gas una afianzada organización y estructura que unívocamente determine el manejo eficiente del sistema de negociación”. El 20 de junio, en audiencia pública, se dieron a conocer las propuestas económicas de cada uno de los proponentes, con lo cual el primer lugar fue para la Bolsa Mercantil de Colombia, cuya propuesta fue de 4,08 millones de dólares. Le siguió el consorcio Megsa-Cajval con US$6,3 millones y el consorcio XM-Omie-BVC-Concentra con US$11,2 millones. A partir de ese momento la Bolsa Mercantil de Colombia tendrá seis meses para GAS Energy I Agosto-Septiembre 2014
poner en funcionamiento todos los sistemas y herramientas que se requieren para iniciar su labor como Gestor del Mercado. Mediante esta figura, deberá diseñar y poner en funcionamiento un boletín electrónico central donde recopilará, verificará y publicará la información de las negociaciones que se realicen en el mercado del gas natural. “El gestor del mercado de gas natural será responsable de recopilar y hacer pública información transaccional y operativa del sector. Hoy en día es difícil acceder a esta información, por lo cual se espera que el gestor aporte a la transparencia del mercado”, explicó el director de la CREG, Carlos Fernando Eraso Calero. El gestor deberá, asimismo, administrar los mecanismos de comercialización de gas natural y de capacidad de transporte que han sido establecidos en la regulación de la CREG. “Esto aportará a la eficiencia del mercado”, agregó el experto comisionado. Pero para entender mejor la nueva figura, la CREG respondió a GAS Energy las siguientes preguntas: 1. ¿En qué consiste exactamente la nueva figura de Gestor del Mercado? El gestor del mercado es el responsable de prestar servicios para el mercado mayorista de gas natural, esencialmente gestionando los mecanismos de comerciali-
zación y centralizando la información transaccional y operativa del mercado.
2. ¿Cuáles serán sus funciones específicas y por cuánto tiempo la Bolsa Mercantil de Colombia ejercerá esta función? La Bolsa Mercantil de Colombia prestará los servicios de gestor del mercado por un período de cinco años, los cuales comenzarán a regir en enero de 2015.
3. ¿A quién reportará y quién vigilará al Gestor del Mercado? El gestor del mercado debe ser una compañía establecida bajo las leyes colombianas, la cual debe sujetarse a la regulación de la CREG. Por eso, el gestor del mercado está bajo la vigilancia y control de todas las entidades del ordenamiento institucional del Estado, como la Superintendencia de Industria y Comercio y la Superintendencia de Sociedades.
4. ¿Qué agentes del mercado y cuáles transacciones están obligados a reportar al Gestor del Mercado? Todos los participantes del mercado (productores-comercializadores, comercializadores de gas importado, transportadores, distribuidores, comercializadores y usuarios no regulados) deben reportar al gestor del mercado todas las transacciones de compraventa de suministro de gas y de capacidad de transporte que realicen con otros participantes del mercado. 5. ¿La información de transacciones que
maneje el Gestor del Mercado será de dominio público? El gestor del mercado a través del BEC hará pública información transaccional y operativa del mercado de forma agregada, por ejemplo, publicará cantidades totales transadas, precios promedios por tipo de contrato, precios promedio por campo de producción, etcétera.
6. ¿El Gestor del Mercado operará como una bolsa del gas natural, a donde acuden los agentes para hacer transacciones? Los participantes del mercado acudirán al gestor del mercado para realizar transacciones de suministro y de transporte gas natural, teniendo en cuenta que éste será el que administre los mecanismos de subasta y facilitará las negociaciones directas del mercado secundario a través del BEC. No obstante, el gestor del mercado no funcionará como una bolsa ya que no tiene responsabilidad de liquidación en las transacciones que facilite.
7. ¿También se incluirán las operaciones de Gas Licuado del Petróleo? El gestor del mercado únicamente prestará servicios para el mercado de gas natural.
8. ¿Podrá manejar transacciones de un mercado secundario, es decir, realizadas por fuera del tiempo normal de comercialización o subastas? De acuerdo con sus funciones (ver respuesta 2), el gestor del mercado facilitará transacciones directas del mercado secundario que se podrán realizar de manera permanente a través del BEC, además de administrar las subastas de este mercado.
9. ¿El Gestor del Mercado establecerá, de acuerdo con la oferta y la demanda, precios indicativos del gas natural? ¿Establecerá un índice del gas? De acuerdo con la respuesta a la pregunta 5, el gestor del mercado publicará información indicativa del mercado, conforme al reporte de las transacciones que se lleven a cabo en el mercado de gas natural.
El gestor del mercado tendrá a cargo la prestación de los siguientes servicios:
1) Implementar y administrar el Boletín Electrónico Central (BEC), una página web a través de la cual publicará la información del mercado y podrá facilitar las transacciones de gas natural; 2) Recopilar, verificar, publicar y conservar la información transaccional y operativa del mercado; 3) Administrar las subastas del mercado primario; 4) Administrar las subastas del mercado secundario, así como las transacciones directas de dicho mercado; 5) Administrar las subastas de contratos con interrupciones; 6) Poner a disposición de las entidades competentes la información del mercado que le soliciten. GAS Energy I Agosto-Septiembre 2014
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NOTICIAS
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Convocatoria para optimizar consumo de energía y gas La empresa de servicios energéticos e2 Energía Eficiente seleccionará 40 pequeñas y medianas empresas del país para desarrollar las auditorías que les ayudarán a identificar oportunidades para optimizar su consumo de energía y gas natural.
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n abril pasado, la Corporación Interamericana de Inversiones (CII) lanzó en Bogotá el programa Greenpyme, orientado a ayudar a pequeñas y medianas empresas (Pymes) que tengan un alto consumo de energía y gas natural a mejorar su eficiencia energética e incrementar su competitividad y productividad. El programa cuenta con el apoyo de la UPME, ANDESCO y la ANDI Seccional Bogotá. “El programa Greenpyme apoya a las Pymes mediante auditorías energéticas, consultoría especializada y evaluaciones técnicas y de viabilidad. Además, las empresas participantes pueden recibir finan-
ciamiento para implementar las medidas de eficiencia energética necesarias identificadas”, dijo Paula Urbano, especialista de Fondos Fiduciarios de la CII. En el marco del programa, la empresa de servicios energéticos e2 Energía Eficiente será la encargada de seleccionar 40 compañías que participarán en una primera ronda de auditorías energéticas que ayudarán a identificar oportunidades para reducir su consumo y mejorar su gestión energética. “Para la Unidad de Planeación Minero Energética, estas iniciativas son una gran oportunidad para que las organizaciones utilicen de manera más eficiente la energía, y que la reducción de los costos asociados al consumo de la misma tengan un impacto positivo en el incremento de la productividad y competitividad de las empresas colombianas”, dijo Carlos García, subdirector de Demanda de la UPME. “El objetivo primordial de e2 Energía Eficiente es realizar auditorías energéticas para identificar potenciales de ahorro y saber cuáles son los elementos necesarios en la estructura organizacional para asegurar el mantenimiento de la gestión energética.
Con esto se pretende traspasar las fronteras de la auditoría energética convencional y hacer que las empresas evolucionen y desarrollen una autentica cultura de la eficiencia energética”, señaló Carlos Rodríguez, ingeniero de Gestión Energética y director del Programa Greenpyme para Colombia. Las empresas que aún quieran inscribirse al programa, pueden hacerlo a través del correo electrónico greenpyme@e2energiaeficiente.com. El programa Greenpyme opera en siete países de América Latina y el Caribe y ha realizado auditorías energéticas detalladas para más de 100 empresas desde su lanzamiento en 2008. En Colombia, las 40 Pymes seleccionadas también podrán asistir a un foro de energía y acceder a herramientas prácticas para mejorar su competitividad en un mercado con precios de energía altos y volátiles. La CII, institución miembro del Grupo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), promueve el desarrollo del sector privado en América Latina y el Caribe, con especial atención a las pequeñas y medianas empresas.
Hexagon Composites introduce su módulo Titan XL en Latinoamérica
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través de su subsidiaria Hexagon Lincoln, la empresa lanzó el mayor tráiler de GNC de su clase en el mercado latinoamericano, en respuesta a la demanda de una mayor capacidad de gas por módulo. El remolque, de 12 metros de largo, opera con 49.000 litros/12.945 galones de capacidad de agua y puede transportar 14.700 scm/520.000 scf de gas natural comprimido. El Titan XL elevará el estándar para la carga útil de GNC dentro de la región. Su tecnología de composite de alta capacidad no requiere infraestructura o equipos criogénicos
especiales y hace que el transporte de GNC sea más competitivo que nunca. Además, sus grandes cilindros están montados horizontalmente, lo que minimiza las conexiones del cilindro, aumenta la rigidez y reduce el centro de gravedad para operaciones individuales y en tándem más seguras. “La mayor disponibilidad y los precios competitivos en comparación con los combustibles convencionales acelera el uso del gas natural en aplicaciones en las que los gasoductos no llegan. Esto hace que el transporte de GNC por carretera y en largas distancias sea un negocio rentable en América Latina. Actual-
mente, tenemos más de 100 módulos y remolques Titan en servicio en México, Perú, República Dominicana y Colombia”, dijo Silvana Cusati, directora de Desarrollo de Negocios en la región. Por su parte, Frank Haeberli, vicepresidente de Distribución de Gas, también comentó: “Estamos muy orgullosos de contar con el producto de mayor capacidad en este mercado y estamos trabajando duro para llevar una mayor capacidad a otros mercados, incluyendo los Estados Unidos, en un futuro próximo”. Fuente: Hexagon Composites
EPM abrió en Medellín estación de GNV para flota del Metroplús
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l Alcalde de Medellín, Aníbal Gaviria Correa, participó en la apertura oficial del punto de repostaje de gas natural vehicular frente a la Universidad de Medellín en julio pasado. El nuevo establecimiento, el undécimo con marca propia de EPM en el área metropolitana, atenderá a 67 buses padrones y articulados de las Líneas 1 y 2 del Metro que, en promedio, cargan entre dos y tres veces al día, con un tiempo de 5 minutos y 7 minutos, respectivamente. La estación tiene dos surtidores (uno para los padrones y GAS Energy I Agosto-Septiembre 2014
otro para los articulados) y dos compresores de GNV. Pensando en la comunidad, el cuarto de compresores está insonorizado para evitar contaminación por ruido y posibles molestias a los residentes del área. La atención es durante las 24 horas, todos los días, acorde con las necesidades del sistema de transporte masivo y sus usuarios. El objetivo de EPM en el corto plazo es construir otras dos estaciones de servicio para agilizar el suministro de GNV a los alimentadores de las cuencas 3 y 6 del
Metro. Además de la estación inaugurada, EPM cuenta con otras 10 que ofrecen GNV y que están ubicadas en la Avenida Oriental, Belén, Castilla, El Bosque, Exposiciones, Itagüí, La Aguacatala, La 30, Las Vegas y Mayorca. “Aquí se juntan instituciones emblemáticas de nuestra ciudad como es el Metro, EPM, Metroplús, el Área Metropolitana del Valle de Aburrá y la Alcaldía de Medellín para seguir avanzando en ese propósito de una ciudad y un transporte sostenible”, destacó Gaviria Correa. GAS Energy I Agosto-Septiembre 2014
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ACTUALIDAD
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¿Cuál fracaso?
Ronda Colombia 2014, con sabor agridulce Se presentaron propuestas económicas para 26 de las 95 áreas subastadas por el Gobierno Nacional. De las 38 empresas habilitadas para participar en la subasta, solo se presentaron 22. Grandes jugadores como Petrobras, Chevron, Equión y Pacific Rubiales no participaron.
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l pasado 23 de julio se realizó en Cartagena el depósito de ofertas de la Ronda Colombia 2014, la octava que se realiza el país. La Ronda, coordinada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), es un proceso competitivo donde se reciben ofertas de inversionistas para la exploración y explotación de hidrocarburos. Para este año se ofrecieron 95 bloques, de los cuales 58 son yacimientos convencionales, 18 no convencionales y 19 costa afuera (off shore). En el certamen de Cartagena se recibieron ofertas para 26 áreas por parte de 19 empresas, así: 11 áreas de yacimientos descubiertos no desarrollados recibieron ofertas de 10 empresas; 9 áreas convencionales recibieron ofertas de 8 empresas; un área no convencional recibió ofertas de 2 empresas, y 5 áreas costa afuera recibieron ofertas de 4 empresas. La inversión proyectada de la adjudicación de las áreas en la Ronda Colombia 2014 que se espera recibir para los próximos años es de 1.400 millones de dólares, compuesta por 1.000 millones de dólares como Programa Exploratorio Mínimo y 400 millones de dólares como Programa Exploratorio Adicional. El porcentaje de participación en producción propuesto por los oferentes estuvo entre
DURANTE LA RONDA COLOMBIA 2014, Juan Martínez, vicepresidente Técnico de la ANH; Javier Betancourt, presidente de la ANH; Nicolás Mejía, vicepresidente de Protección y Asignación de Áreas de la ANH; y Orlando Cabrales, viceministro de Energía.
el 1 y el 21 por ciento. Aunque el gobierno declara que los resultados fueron positivos, ya que un 27% de los bloques ofrecidos recibieron ofertas, lo cierto es que es inferior a la anterior ronda, cuando se recibieron ofertas por el 42% de los bloques ofertados. De acuerdo con los resultados, el mayor interés de los oferentes estuvo en los yacimientos descubiertos no desarrollados, que son bloques donde se ha comprobado la existencia de hidrocarburos pero que no han sido explotados aún. La totalidad de los 11 bloques ofrecidos recibieron propuestas. Según el presidente de la ANH, Javier Betancourt, este resultado evidencia una tendencia internacional de las empresas que están buscando activos más productivos y con
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menor riesgo. Los oferentes para estos bloques fueron en su mayoría empresas junior, como Trayectoria Oil & Gas, Mompos Oil Company y Clean Energy Resources. Por su parte, los contratos de estudios técnicos, o TEA, para yacimientos convencionales continentales no recibieron ninguna propuesta. Los bloques no convencionales tampoco tuvieron tanta acogida por parte de los inversionistas. Sólo uno, ubicado en el valle medio del Magdalena, recibió dos propuestas por parte de Parex Resources Colombia y la Unión Temporal Ronda Colombia 2014. La opción más atractiva fue la de Parex que ofreció una inversión adicional de 54 millones de dólares y una participación en la producción del 1%; frente a su contendor que propuso la misma parti-
cipación, pero una inversión adicional de 12 millones de dólares. Al respecto, el viceministro de Energía, Orlando Cabrales, dijo que “no hay duda de la capacidad de estos yacimientos, cuyos recursos potenciales alcanzan los 1.000 millones de barriles.” “Hay 21 bloques asignados con potencial de no convencionales, donde hay un grupo significativo de compañías y donde no hemos empezado la actividad exploratoria. Lo que nosotros pensamos es que tenemos que dar resultados en esos bloques que ya tenemos asignados y, en la medida en la que estos resultados se vayan dando, los que no tenemos asignados probablemente se asignarán”, agregó Cabrales. En los contratos off shore, donde también había gran expectativa, se presentaron ofertas para 5 de los 19 bloques disponibles. Las grandes compañías como Repsol, Exxon Mobil, Anadarko, Ecopetrol y Statoil presentaron ofertas individualmente y en consorcios. Los siguientes pasos de la Ronda son: Publicación de la lista preliminar de elegibilidad, prevista para el 31 de julio; publicación de la lista definitiva y adjudicación o declaratoria de desierta de las áreas, el 11 de agosto; y la etapa de celebración de contratos, a partir del 12 de agosto.
A propósito de la Ronda Colombia 2014, el Ministro de Minas y Energía escribió el pasado 26 de julio el siguiente editorial, en defensa de los resultados de la subasta. Por: AMYLKAR ACOSTA M.
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o se había terminado de escrutar el resultado que arrojaba la urna en donde las empresas interesadas habían depositado sus ofertas para hacerse a alguno o algunos de los 95 bloques ofertados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), cuando ya en algunos medios se habían apresurado a cantar el fracaso de la misma. Lejos de ello, esta Ronda fue todo un éxito en la medida que habiéndose impuesto la ANH la meta de recibir ofertas por parte de las empresas habilitadas previamente (38) sobre el 30% de los bloques, este porcentaje se aproximó al 28%, en momentos en que aún resta el “repechaje”, dado que una vez se publique la lista definitiva de las empresas favorecidas con los 26 bloques que serán objeto de adjudicación el próximo 11 de agosto, en ese momento se abrirá el espacio para que las empresas habilitadas puedan hacer sus ofertas sobre aquellos bloques declarados como desiertos, de modo que podemos afirmar que sólo entonces se dará por concluida la Ronda y se sabrá su resultado definitivo. De hecho, varias empresas de las que participaron en la puja manifestaron en el marco de la Sexta Conferencia Oil & Gas, auspiciada por la ANH, que estaban interesadas en presentar sus propuestas por al menos tres bloques adicionales. Recordemos, que en la Ronda 2012 se llegó al 30%, del cual no estamos lejos esta vez y aunque en el 2014 este porcentaje de éxito se elevó al 40%, ello se dio cuando el sector mineroenergético estaba en la cresta de la ola de su auge, el cual desde entonces empezó a decaer encontrándonos hoy en lo que yo he lla-
mado el ´cuarto menguante´ de dicho auge. Además, es de destacar los 11 bloques en los cuales hay yacimientos ya descubiertos pero por desarrollar, luego de que fueron revertidos, fueron literalmente rapados, lo cual se explica porque la apuesta por ellos es por su puesta en producción en un corto plazo. Vale la pena ponderar la colocación de 5 áreas costa afuera (off shore), toda vez que con ello Colombia está dando un salto gigante en la exploración en aguas profundas. Ecopetrol, asociada con la multinacional Shell, se hizo a uno de esos bloques, mientras los planes de la estadounidense Anadarko son ambiciosos. Así lo prueba su oferta, que contiene la más agresiva campaña de exploración corriendo 20.000 kilómetros de sísmica 3D (equivalente a 32.000 2D), en momentos en que el país se ha fijado como meta, para todo el 2014, correr 24.000 kilómetros. Con esta Ronda se está ampliando la frontera para la búsqueda y hallazgo de más reservas de hidrocarburos, que es lo que necesita con urgencia Colombia. En cuanto a los yacimientos no convencionales, hubiéramos deseado que el número de bloques sobre los que se ofertó hubiera sido mayor. No obstante, este es un nuevo continente y apenas estamos asomándonos a él habida cuenta de que sólo
ahora se apresta el país a utilizar la nueva tecnología de la estimulación hidráulica para extraer el crudo atrapado en los esquistos, razón por la cual las empresas son mucho más cautas en este caso que tratándose de yacimientos convencionales. Pero, además, es de advertir que 16 bloques que fueron adjudicados en las rondas anteriores para yacimientos convencionales están ahora migrando hacia el desarrollo no convencional, amén de 5 más, estos sí no convencionales, que aunque fueron adjudicados como tales para su exploración, esta no se había dado a la espera de la normatividad técnica y ambiental con la que sólo ahora se cuenta. De modo que, en la práctica, al cierre de esta Ronda tendremos por delante no uno sino 22 bloques de yacimientos no convencionales en la mira de las empresas petroleras, las cuales le están apostando a los promisorios campos con gran prospectividad petrolera en Colombia, y entre las que se encuentran compañías con gran reconocimiento como Ecopetrol, la noruega Statoil, Repsol, Shell, Exxon Mobil, Chevron y Anadarko, entre otras. Y la inversión comprometida en este propósito no es de poca monta, estamos hablando del orden de los 1.400 millones de dólares entre el programa exploratorio mínimo y el adicional.
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CRÓNICA
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El gas natural en Colombia,
medio siglo de una revolución energética El desarrollo del gas natural en Colombia es un ejemplo mundial de la penetración en corto tiempo de este energético, para usos industriales, domiciliario, vehicular y en generación eléctrica.
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orrían los años setenta del siglo XX y Colombia aun no utilizaba el gas natural que desde los albores de esa centuria emanaba de las entrañas de la tierra, cuando se inició la actividad petrolera en el país en el Magdalena Medio por allá en 1907. Desconociendo las aplicaciones de su alto poder calorífico, el hidrocarburo gaseoso era considerado incómodo y de escaso valor económico, por lo que se le condenaba a morir quemado en las teas de los campos petroleros. No obstante, a mediados del siglo, un grupo de empresarios barranquilleros decidió crear las primeras empresas de gas del país, la Promotora de Gasoductos del Atlántico (Promogas), en 1959, y Gas Natural Colombiano, un año después, que tendrían como finalidad entregarles a las industrias de la Costa el energético gaseoso para que sustituyeran el costoso fuel oil, con lo cual las factorías redujeron en un 25 por ciento los costos de combustible. “La nueva compañía tenía por objeto darle un mejor aprovechamiento al gas asociado al petróleo descubierto en 1945 por la Colombian Petroleum (Colpet), titular de la concesión Cicuco-Violó, en el departamento de Bolívar”, relata el libro La Revolución del Gas Natural, editado por Naturgas. La publicación cuenta también que “Promogas financió el primer estudio para identificar el tamaño de las reservas de gas de la Costa, lo que permitió conocer las dimensiones de los yacimientos descubiertos años atrás y, de paso, negociar un acuerdo con ColGAS Energy I Agosto-Septiembre 2014
pet para las condiciones en que comenzaría a desarrollarse un mercado de gas natural para la industria.” Así fue como el 10 de marzo de 1962 se inauguraba la primera infraestructura de gas en el país: el trayecto Cicuco-Barranquilla, con una longitud de 22 kilómetros, y un diámetro de diez pulgadas, el primer gasoducto que se construía en el país y el tercero de Latinoamérica, después de Argentina y México. La capacidad inicial del nuevo gasoducto fue de 30 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), pero pronto se duplicó hasta alcanzar los 60 MPCD. La primera industria en recibir gas natural fue Cementos del Caribe, le siguieron Aluminios de Colombia, la Compañía Colombiana de Electricidad, Cervecerías Barranquilla y Bolívar, Indurayón, Láminas del Caribe, Incopa, Bavaria, Fagrave, Manisol y Eternit, entre otras. A ellas se les sumaron las plantas de generación térmica que ya operaban en la región, como la Electrificadora del Atlántico y otras que comenzaron a planearse a raíz de la disponibilidad del nuevo combustible. El auge del gas natural llevó al Gobierno Nacional a prohibir expresamente la quema por parte de las compañías petroleras, y las conminaba a darle un uso económico al combustible, como quedó registrado en la Ley 10 del 16 de marzo de 1961. A la construcción del gasoducto CicucoBarranquilla siguió el desarrollo de nueva infraestructura. En 1964 comenzó a operar el tubo que conectaba el gas descubierto seis años atrás en el campo Jobo-Tablón con la naciente zona industrial de Mamonal, en Cartagena, con una capacidad de 50 MPCD. El descubrimiento de gas asociado al petróleo en los campos de Payoa y Provincia en 1962, en el Magdalena Medio santandereano, dio paso a la construcción, unos años después, del gasoducto que se conectó con la refinería de Barrancabermeja. Desde allí se comenzó a distribuir gas por otro tubo hacia la zona industrial de Bucaramanga, en Chimitá, e incluso llegaría hasta la Costa Caribe a me-
diados de la década de los setenta, cuando comenzaron a declinar las reservas de Cicuco. Por su parte, el gas asociado al petróleo hallado por Shell en el campo El Difícil (Magdalena) en 1948, fue utilizado comercialmente y en 1967 comenzó a operar el gasoducto El Difícil-Barranquilla. Dina, un yacimiento descubierto en 1969 por la Houston Oil Co. (Hocol), en el departamento del Huila, fue utilizado posteriormente para la explotación de gas natural y, tras la construcción de un gasoducto hasta Neiva, permitió el abastecimiento del sector industrial y residencial de la capital huilense. La publicación concluye que “la construcción de estos primeros gasoductos en el país, no solo fue importante para las industrias, que lograron abastecerse de una manera segura y económica de este combustible, sino que también permitió que, al ser financiados por los consumidores industriales y térmicos, abaratar los costos de uso del tubo para el posterior suministro de gas natural a los hogares.” No tenemos naranjas… Por esa misma época, la Texas Petroleum Company (hoy Chevron), que tenía un contrato de asociación en un bloque de La Guajira, buscaba petróleo, porque para entonces las empresas no buscaban gas, y se encontró entre 1972 y 1975 con unos enormes yacimientos de gas natural no asociado. Se trataba de los campos Ballena, Riohacha y Chuchupa, este último costa afuera, con reservas aproximadas de siete terapies cúbicos (TPC). Esos descubrimientos marcaron el verdadero inicio de la industria del gas natural en Colombia. El ministro de Minas y Energía Amilkar Acosta recuerda que el entonces presidente de Ecopetrol, Juan Francisco Villarreal, vio una enorme oportunidad para el país y fue quien acuñó la frase: “No tenemos naranjas (para referirse al petróleo), pero tenemos limones (gas natural)”. Se trataba entonces de consumir gas en las termoeléctricas de Co-
relca y en la industria para suplir el fuel oil, que una vez liberado se podía exportar a los codiciados precios internacionales. Desde esa época el precio del gas de La Guajira quedó atado al del fuel oil, hasta el primero de enero de 2014, cuando el precio es liberado. Así, el 26 de agosto de 1977, Promigas puso en servicio el gasoducto Ballena-Barranquilla-Cartagena con una extensión de 380 kilómetros y diámetros entre 12 y 20 pulgadas, con lo cual se inició en la Costa Caribe la sustitución de combustibles líquidos por gas natural en el sector termoeléctrico. En ese año, Barranquilla también fue pionera en el gas natural domiciliario, con las primeras 440 viviendas conectadas en el norte de la ciudad. A comienzos de los ochenta se descubrieron importantes reservas de petróleo y gas en Apiay (Meta), y en 1983 se descubrió el mayor campo petrolero en la historia de Colombia, Caño Limón (Arauca). En ese mismo año, Promigas inicia un proyecto piloto simultáneo de gas natural vehicular en Barranquilla y Cartagena, con lo cual se inicia el uso del gas como combustible vehicular en el país. En 1986, el Consejo Nacional de Política Económica y Social (CONPES) elaboró la primera política energética en el país, que incorporó el gas natural en la canasta de energía y definió el programa “Gas natural para el cambio”. Eso estimuló la construcción del gasoducto Apiay-Villavicencio-Bogotá, dando inicio al suministro del energético a las capitales del Meta y Cundinamarca. Simultáneamente, Promigas implementó su proyecto “Gasoductos Regionales” en la Costa Caribe, con una meta de más de 100 municipios conectados entre 1988 y 1993. Al término de la década de los ochenta el país ya contaba con 1.126 kilómetros de gasoductos, cerca de 100.000 usuarios y el consumo superaba los 390 millones de pies cúbicos diarios (MPCD). En 1993 se confirmaron los hallazgos de los campos de Cupiagua (Casanare) y Güepa-
jé (Sucre), lo que representó para el país un aumento considerable de las reservas. En ese mismo año, el Gobierno decidió fomentar la masificación del energético y publicó el CONPES “Estrategias para el desarrollo del programa de gas”. Ese mismo año, el Gobierno Nacional decidió que Ecopetrol liderara la interconexión nacional, para lo cual dos años después comenzaron las conexiones entre los principales yacimientos y centros de consumo, mediante la construcción de más de 2.000 kilómetros de gasoductos, que se extendieron desde la Guajira hasta el centro y suroccidente del país y los Llanos Orientales. En 1995 se inició la operación del gasoducto Ballena-Barrancabermeja, para enviar gas de La Guajira al interior del país. Esa obra marcaría el inicio de la masificación del gas en el interior del país. En 1996 se creó la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), gremio que agrupa a las principales empresas productoras, transportadoras, distribuidoras y comercializadoras de gas natural del país. En ese año también se inició la construcción del gasoducto de Occidente, entre Mariquita y Cali. Para 1997 se dieron otros hitos importantes para la industria: Se crea el Consejo Nacional de Operaciones de gas (CON-gas), se construyó la segunda plataforma de Chuchupa (Guajira), el Ministerio firmó contratos para adjudicar a las distribuidoras zonas de servicio exclusivo, e inician operaciones las gasoductos Centro-Oriente (Barrancabermeja-Neiva), de Occidente (Mariquita-Cali) y Sebastopol-Medellín. Igualmente, en 1997 Ecopetrol separó su actividad de transporte de gas y se conformó la Empresa Colombiana de Gas (Ecogas), que posteriormente se transformó en la Transportadora de Gas del Interior (TGI), cuando la Empresa de Energía de Bogotá (EEB) compró su mayoría accionaria en 2006. Ya en el nuevo siglo, en 2003 se descubrieron reservas de gas natural en el campo Gibraltar (límites entre Boyacá y Norte de
Santander). Ese mismo año también se creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), con el objetivo de administrar la riqueza hidrocarburífera de la Nación, y entró en operación la fase II de la planta de Cusiana. El Gobierno Nacional, interesado en promover el desarrollo del energético masificar su uso, estableció en ese año las “Estrategias para la dinamización y consolidación del gas natural en Colombia”. Un año después se hizo lo mismo para masificar el Gas Natural Vehicular (GNV) y ordenó ofrecer condiciones económicas especiales, con descuentos y bonos para beneficiar a quienes utilizaran este combustible, y con exención de aranceles para los equipos importados. La infraestructura de producción y transporte siguió su ampliación en el país, donde cabe resaltar las siguientes obras: En la Costa Caribe, la conexión del campo de La Creciente al sistema de Promigas; en el interior del país, la construcción del gasoducto GibraltarBucaramanga, la ampliación de la capacidad por compresión en Ballena-Barrancabermeja, la conexión Cusiana-Cupiagua, y la construcción del gasoducto Yumbo-Popayán. Igualmente, en octubre de 2013 entró a regir el nuevo esquema de comercialización mayorista de gas natural, expedido por la CREG. En la misma resolución de la Comisión se plantea, por primera vez en el país, la creación de la figura del “Gestor del mercado”, que fue seleccionado en julio pasado, siendo favorecida la Bolsa Mercantil de Colombia, que será la responsable de recopilar los datos de las negociaciones en el mercado de gas natural y hacerlos públicos. Hoy, cincuenta años después de iniciar su uso, el gas natural representa la cuarta parte del consumo de energía primaria en el país y su desarrollo conforma un caso de éxito en la economía colombiana. Hasta comienzos de 2014, 850 centros poblados en 574 municipios estaban conectados al servicio, beneficiando a más de siete millones de usuarios. GAS Energy I Agosto-Septiembre 2014
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ENTREVISTA
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En expansión de infraestructura TGI cierra ciclo por USD800 millones Con la inauguración de la Estación Compresora de la Sabana en julio pasado, la mayor transportadora de gas del país culmina un ciclo de inversiones en confiablidad por cerca de 800 millones de dólares.
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espués del último fenómeno de El Niño sufrido por el país, la Transportadora de Gas Internacional (TGI) elaboró un plan de inversiones para el periodo 2010-2014, con el fin de ampliar y darle mayor confiabilidad a la red de transporte de gas natural del interior de Colombia, proceso que culminó en julio pasado con la puesta en marcha de la Estación Compresora de la Sabana. Según Ricardo Roa Barragán, presidente de TGI, ese plan de inversiones tuvo un monto de cercano a los 800 millones de dólares, que le permiten a la mayor transportadora del gas del país (cuenta con 3.957
kilómetros de gasoductos) afrontar el fenómeno de El Niño que se avecina para finales de año. La Estación de la Sabana, ubicada en Cajicá, aumenta en 50 por ciento la capacidad de recibo de gas natural para Bogotá y los demás municipios de la Sabana, al pasar de 145 a 215 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), lo que permitirá afrontar la creciente demanda de gas hasta 2024. Las expansiones de infraestructura también incluyeron la repotenciación de estaciones y tres nuevas estaciones compresoras, con lo cual todo el sistema de TGI pasó de una capacidad de transporte de 470 MPCD en 2010 a 730 MPCD en la actualidad, un aumento del 55 por ciento en cuatro años. Así, TGI se consolida como la mayor transportadora de gas natural del país, pues por sus redes se mueve el 53 por ciento de todo el gas que se consume en el país. En ese sentido y ante la inminencia del fenómeno de El Niño, Roa solicita del gobierno y de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) hacer una modifica-
ción a la Resolución 089 de 2012, en el sentido de permitir por estos momentos una flexibilidad operativa para nominar capacidad de transporte por encima de la contratada, para atender los picos de demanda de gas asociados a la mayor generación de las térmicas.
Se vino el fenómeno de El Niño y la planta de regasificación de Cartagena apenas está adjudicada. ¿Cree que se debe ser más ágil en la toma de decisiones para la ampliación de infraestructura? Ese es un punto importante, con las exigencias ambientales, sociales y la afectación del orden público, estos proyectos cada vez están tomando unos tiempos mucho más largos; así que una planeación, una revisión de la expansión mirada con una ventana de cinco años no es suficiente para acometer con oportunidad la decisión de estos proyectos. Una vez que a un proyecto se le da viabilidad con los esquemas tarifarios actuales, va generando una restricción importante, pues hay que desarrollar los diseños, tramitar las licencias y permisos, y esto puede demorar dos o tres años y la construcción otro tanto, de tal manera que la ventana de cinco años para decidir inversiones es muy corta y las señales no son las mejores para que estos proyectos entren en la oportunidad que se requiere. En cuanto a la planta de regasificación del Caribe, esta no está pensada para este momento sino para entrar en 2018, según el balance de la UPME.
bilidad, en la línea de darle redundancia a la red, que es absolutamente radial y que ante una Niña o un Niño hay problemas en la geotecnia, por deslizamientos o por erosión, que eventualmente pueden llevar a interrupciones. Todos esos proyectos están siendo revisados en la actualidad y a la espera de la definición de los parámetros y los criterios de confiabilidad según los cuales la CREG remunerará esos activos. ¿Y qué proyectos han identificados como prioritarios? En confiabilidad hemos identificado la recuperación del gasoducto del Opón; una tercera entrada a Bogotá, entre Puerto Salgar y Tenjo, con una extensión de 112 kilómetros en 20 pulgadas; la planta de regasificación del Pacífico, que requiere un gasoducto entre Buenaventura y Yumbo de 115 kilómetros en 24 pulgadas; la expansión de Cusiana-Apiay-Usme; la expansión con loop en Mariquita-Ibagué-Armenia; también en loop la línea Usme-Ibagué-Armenia; y Barrancabermeja-Sogamoso. Cada uno de estos proyectos tiene un
RICARDO ROA BARRAGÁN, presidente de TGI.
dimensionamiento y unas inversiones asociadas que están en un nivel preliminar, para irlas viabilizando. Lo primero es hacer los estudios de ingeniería básica y el licenciamiento, y detallar con mayor rigurosidad los montos de inversión y los tiempos de ejecución. Otro proyecto que ya está aprobado
por la junta directiva de la empresa es la bidireccionalidad del gasoducto BarrancaBallena, con una inversión de 20 millones de dólares y un tiempo de ejecución de 16 meses, el cual incluye la adecuación de las estaciones compresoras de recibo y entrega a lo largo del gasoducto, para poder enviar gas desde Cusiana hasta La Guajira en un volumen de 40 MPCD, que hoy solo es posible hasta Sebastopol. También estamos evaluando alternativas de transporte por camiones a zonas distantes, por el sistema de microGNL (gas natural licuado), donde las redes físicas son inviables.
¿A nivel internacional, cuál es la presencia de TGI? Últimamente hemos incursionado en el Oleoducto del Pacífico, con participación de 7,78% con firmas expertas en el transporte de líquidos; eso en lo nacional. En el campo internacional estamos apuntándole a los proyectos de expansión de transporte en México, donde queremos estar y también extender redes de gasoductos en los países de Centroamérica.
¿Qué obras y planes de expansión requiere el país con urgencia? Hemos identificado unos cuellos de botella en algunos puntos críticos, donde se pueden desarrollar proyectos de confiaLA ESTACIÓN COMPRESORA DE LA SABANA, ubicada en el municipio de Cajicá, es la primera en América Latina en ser construida con la tecnología MOPICO, por su sigla en inglés de Motor Pipe Line Compressor.
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BUNKERING
HIDRÓGENO
Tanqueo de GNL en altamar El repostaje en alta mar es una actividad que consiste en el suministro de combustible de barco a barco. Sin embargo, es una operación que, sin las garantías suficientes, puede comportar un alto riesgo de vertidos en el mar. Ante exigencias ambientales, el bunkering de GNL comienza a abrirse paso en Europa.
E
l bunkering es el suministro de combustible a buques costa afuera. Pero esta práctica que se viene realizando con combustibles fósiles acarrea serios problemas al medio ambiente, tanto por los derrames al mar como luego la contaminación del aire cuando se realiza la combustión. Es por eso que la Organización Marítima Internacional (OMI) y la Unión Europea (UE) vienen promoviendo desde hace años el uso de combustibles más limpios, especialmente libres de azufre, y apuestan porque los puertos de la Red Principal Transeuropea entren en una especie de corredor azul del mar. Así, el gas natural licuado (GNL) ha entrado al mundo marítimo empujado por una orden de la OMI que obliga a la utilización de motores más eficientes medioambientalmente. No obstante, había naves que ya lo venían utilizando desde hace décadas, especialmente los buques dedicados al transporte de gas que aprovechan la descompresión de sus tanques durante el viaje para utilizar el gas que transportan como combustible en sus máquinas propulsoras. Lo que ha evitado que el GNL sea un combustible habitual en la marina han sido varios factores: la falta de motores adapta-
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dos, la formación de la tripulación y tanques habilitados para el transporte de este combustible. Pero ahora, impulsados por las órdenes gubernamentales, fabricantes de motores como Wärtsilä, Anglo Belgian Corporation, MTU, Scania y Volvo Penta, entre otros, están sacando motores capaces de utilizar gas natural en su funcionamiento, ya sea puro o mezclado con diesel. Sumado a un menor consumo en comparación con los combustibles líquidos tradicionales, el gas natural tiene sobre todo ventajas ambientales, pues produce un 25% menos de emisión de dióxido de carbono; al ser gas no genera emisión de partículas; no genera derivados del azufre (SOx), y reduce hasta un 90% las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx). Por eso, el anuncio del Gobierno español de endurecer las sanciones contra las gasolineras flotantes ha vuelto a poner de actualidad al bunkering; además de que algunas asociaciones ecologistas exigen que la actividad debe ser prohibida de manera definitiva. No obstante, se prevé un futuro promisorio para el bunkering de GNL en los principales puertos del mundo. De acuerdo con un reporte de Lloyd’s Register, muchos
puertos están ya sea planeando o anticipando el desarrollo de suministro de GNL a gran escala. Unos 22 puertos fueron evaluados, 15 con sede en Europa, cuatro en América del Norte y tres en Asia, entre ellos los de Singapur y Ámsterdam, los más importantes en cuanto a bunkering. El estudio demostró que el 59% de los puertos encuestados tiene planes específicos para la infraestructura de GNL. Por otra parte, el 76% de los puertos cree que iniciará operaciones de bunkering dentro de los siguientes cinco años. A su vez, para 2020 los principales puertos europeos podrán llevar a cabo operaciones de suministro en alta mar y para 2020/2025 esperan que el GNL represente entre el 13% y el 24% de la oferta mundial de bunkering. Según el 73% de los puertos, el GNL será facilitado por terminales onshore existentes. “Los puertos del mundo se están preparando para un futuro con embarcaciones a gas. Ahora vemos claramente que el desarrollo de la capacidad de bunkering va a ser un motor vital para la implementación del GNL en la navegación de alta mar. Los puertos deberán ser capaces de ofrecer gas así como actualmente ofrecen fueloil. El gas sólo puede despegar si la oferta es como la del bunkering convencional. Una verdadera expansión requiere infraestructura y capacidad de entrega y está claro que los puertos están planeando desarrollar ambas”, dijo Latifat Ajala, analista senior de Mercado de Lloyd’s Register. En ese sentido, GDF Suez, Mitsubishi y NYK se unieron para desarrollar el primer buque de bunkering de GNL del mundo. Las tres compañías firmaron un acuerdo marco para fabricar este buque que será la plataforma central del proyecto y que permitirá la distribución del combustible a otras embarcaciones propulsadas a GNL en la región marítima europea.
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El mundo se prepara para recibir nuevo combustible
Con miras a la llegada de los autos a hidrógeno, que harán su arribo a comienzos del próximo año a las vitrinas de Estados Unidos, Japón y Europa, las empresas relacionadas se preparan para atender el nuevo mercado.
E
n julio pasado, Linde inauguró la primera planta mundial de producción en pequeña escala de estaciones de hidrógeno en Viena (Austria). El Centro de Aplicación de Linde en esa ciudad fue modernizado y ampliado específicamente para llevar a cabo ese proyecto, donde muchas innovaciones se han originado en los últimos años, incluido el compresor compacto iónico de alta eficiencia energética, el IC 90. “La comercialización exitosa de los automóviles de pila de combustible depende de una infraestructura de hidrógeno suficientemente amplia y el desarrollo de la capacidad de producción de hidrógeno a pequeña escala es un hito clave para esto,
pues nos da la flexibilidad que necesitamos para satisfacer la creciente demanda en los diferentes mercados”, dijo Aldo Belloni, miembro del Consejo Ejecutivo de Linde AG. En la ceremonia inaugural, Linde también anunció que firmó un acuerdo con Iwatani para la entrega en Japón de 28 estaciones de hidrógeno con compresores iónicos. La primera de estas se concretó para Amagasaki, cerca de Osaka, y es la primera estación de hidrógeno comercial construida en el oeste del país asiático, que es uno de los líderes en el desarrollo de modelos a hidrógeno, especialmente de las marcas Nissan, Honda y Toyota. Según el operador Iwatani, la venta de hidrógeno comenzará después de que los vehículos de pila de combustible lleguen al mercado, aproximadamente en marzo de 2015. Además, el gobierno nipón pretende contar con alrededor de 100 estaciones de hidrógeno a comienzos de 2016, principalmente en grandes ciudades como Tokio, Osaka y Nagoya, para fomentar el uso de vehículos ecológicos de última generación. Actualmente, se prevé la construcción de unas 40 estaciones en 11 de las 47 prefecturas del país.
Por el lado de Europa, la ciudad escocesa de Aberdeen puso en marcha las primeras vans a hidrógeno del país. Se trata de dos unidades Ford Transit fabricadas a medida y que cumplen con la normativa Euro 5. Fueron presentadas en julio pasado en dos viajes de estudio, que recorrieron la ciudad durante la Conferencia anual de la Región del Mar del Norte, y son parte de un proyecto que busca demostrar que el hidrógeno es un combustible práctico y eficiente. “Aberdeen es líder mundial a nivel energético. Somos reconocidos internacionalmente como centro de conocimiento especializado en petróleo y gas y estamos decididos a ser líderes en hidrógeno también”, dijo la consejera Jenny Laing. Las vans, que fueron convertidas con la tecnología Revolve H2ICED, no sólo ayudarán a reducir las emisiones nocivas procedentes del transporte de la ciudad, sino que también promoverán los vehículos de bajas emisiones en toda Escocia. Con fondos municipales y del Programa INTERREG del Mar del Norte, las furgonetas se unirán a la creciente flota de vehículos a hidrógeno de Aberdeen, ya que la ciudad cuenta con la mayor flota de autobuses a hidrógeno del mundo. GAS Energy I Agosto-Septiembre 2014
GLP
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Después de 20 años, llegan los subsidios al GLP Según el Decreto 2195 de 2013 del Ministerio de Minas y Energía, el subsidio al consumo del gas licuado del petróleo (GLP) o gas propano busca mejorar la calidad de vida de los usuarios de menores ingresos.
C
on base en las experiencias del Plan Piloto de subsidios al gas propano que se ejecutó a finales de 2013 en los departamentos de Nariño, Putumayo y Caquetá, GASNOVA y el Ministerio de Minas y Energía se encuentran desarrollando un proyecto que busca otorgar beneficios a partir de 2015 para las familias de estratos 1 y 2 de los más de 12 millones de usuarios que usan Gas Propano en sus hogares. El proyecto busca extender al uso domiciliario de cilindros de gas propano los subsidios ya existentes para los servicios de energía eléctrica y el gas natural distribuido por redes y así cumplir, finalmente, lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, donde se reglamentan los beneficios para estos servicios públicos. Los subsidios estarán enfocados hacia la población vinculada con el Sisbén, te-
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niendo en cuenta que es el mejor referente para identificar a los beneficiarios en el territorio nacional. El Decreto 2195 de 2013 del Minminas establece que el valor del subsidio no superará el 50% del consumo de subsistencia, fijado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) en 14,6 kilos, por mes para el estrato 1 y el 40% para el estrato 2. Es decir que el valor máximo a subsidiar sería de 7,3 kilos por mes para estrato 1 y de 5,84 kilos por mes para estrato 2. El Ministerio también evalúa la viabilidad de usar una tarjeta inteligente personalizada para que los beneficiarios reclamen el subsidio. El uso de esa tarjeta, tipo monedero, como las que se usan en Transmilenio, permitiría utilizar un mecanismo ágil y seguro para distribuir el subsidio a los consumidores que usan cilindros de propano para el consumo en sus hogares. Igualmente podría ser extendido a los demás programas de subsidios del Estado, coordinados por medio del Sisbén, como por ejemplo Familias en Acción. El proyecto es un paso más en el proceso de formalización del sector del gas propano, para el cual las empresas han invertido más de 400 millones de dólares en los últimos cinco años. Frente a esto, para que el proyecto funcione como se espera, se requiere que la
distribución del gas propano y la gestión de los subsidios se realice por empresas formalmente constituidas y que cumplan con todos los requisitos legales, de seguridad y de calidad en la prestación del servicio.
Senado hunde Autogas Mientras para el sector residencial se le da un impulso al GLP, por otro lado, el uso vehicular sufrió un tropiezo en el Congreso. Después de un semestre electoral, el tránsito del proyecto de ley 170 de 2013 el cual “regula el uso, la producción e importación del gas licuado del petróleo (GLP) con destino a carburación en motores de combustión interna en general, autogás y otros usos alternativos”, no logró salir del Senado. Bajo la ponencia del senador Manuel Guillermo Mora, el proyecto no pudo ser discutido en la Comisión Quinta a causa de sesiones que no alcanzaron el quórum necesario. Según Gasnova, “jugaron el interés de atar el tránsito del Proyecto a la discusión de otros proyectos energéticos de interés para algunos congresistas, e intereses puntuales que dificultaron su tránsito en el Senado, después de que había sido respaldado por la Cámara.” Una mala noticia para miles de colombianos que podrían empezar a usar este hidrocarburo en sus vehículos particulares y taxis, en industrias e incluso como generador de energía, accediendo a una fuente de energía mucho más económica que la gasolina y el diésel, amigable con el ambiente y con características de alta portabilidad y bajo peso para los vehículos. El hundimiento del proyecto retrasa el proceso de diversificación energética que se viene dando en el país, el cual le permite a los colombianos elegir la fuente de energía que más les convenga dependiendo de sus condiciones. El sector propanero esperaba la aprobación del Autogas, toda vez que Colombia empezará a tener excedentes de GLP a partir de 2017, lo cual abre una oportunidad para otros usos diferentes del residencial. GAS Energy I Agosto-Septiembre 2014
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CIFRAS
GNL INTERNACIONAL
Europa sigue impulsando GNL fluvial y terrestre Gracias a sus estrictas exigencias ambientales, el Viejo Continente sigue promoviendo con vigor el uso del GNL tanto en el transporte terrestre como en el fluvial.
L
a Agencia Ejecutiva de Innovación y Redes (INEA, por su sigla en inglés) presentó en junio pasado el “Eiger-Nordwand”, el primer barco de navegación interna en ser adaptado con motores a gas natural licuado (GNL). Esta embarcación piloto representa uno de los hitos del proyecto “LNG Masterplan en el Rin-Meno-Danubio”, financiado por la Unión Europea, que involucra una serie de estudios y ensayos para evaluar el uso del gas como combustible en los ríos europeos. Su objetivo es proporcionar una plataforma para que los principales actores del sector público y privado promuevan la introducción del combustible. “Esto es sólo un comienzo. El LNG Masterplan es un gran ejemplo de las oportunidades que tenemos por delante para desarrollar nuevos combustibles y tecnologías, y estoy seguro de que este proyecto continuará brindando beneficios al sector, analizando y evaluando todos los aspectos relacionados con la implementación del GNL. Está emergiendo rápidamente como un combustible más ecológico para barcos y su aplicación cuenta con el fuerte apoyo
de la Unión Europea”, dijo el director ejecutivo de INEA Dirk Beckers. Como parte del proyecto, otros buques fluviales también serán adaptados con motores a GNL capaces de disminuir sustancialmente los óxidos de nitrógeno (NOx) y las emisiones de partículas, que son los principales contaminantes procedentes del transporte fluvial, así como de mejorar la calidad del aire en los ríos y puertos. Además, ayudará con la descarbonización de toda la cadena de suministro del transporte. El Eiger-Nordwand es el primer buque de su tipo y un paso importante que permitirá evaluar la viabilidad y los requisitos de una puesta en marcha a gran escala de barcos e infraestructura de GNL y a lo largo de los ríos y canales de la Unión Europea. Se espera que los resultados del proyecto, que estarán listos en diciembre de 2015, tengan un impacto significativo en la introducción de este combustible y promuevan este medio de transporte ecológico en general. Fuente: INEA
Más de 200 Iveco Stralis a GNL ya circulan en Europa El fabricante de vehículos Iveco dijo que está impulsando fuertemente el desarrollo y la comercialización de sus camiones a GNL en Francia y en toda Europa. Iveco remarcó, entre otras cosas, el “costo sumamente competitivo” de ser propietario de un Stralis Euro 6 a metano. Además de anunciar que ya hay 205 camiones Stralis que funcionan con gas natural licuado (GNL) en las carreteras de Europa, Iveco informó que unas 44 estaciones de servicio de GNL se encuentran en operación en el territorio de la Unión Europea y que dos estaciones adiGAS Energy I Agosto-Septiembre 2014
cionales se pondrán en marcha en Francia antes de terminar el año. Otras cifras y logros de Iveco son los 2.052 vehículos a GNC y GNL vendidos en 2013 en todo el mundo, con un aumento del 43% en las ventas frente al año inmediatamente anterior. Por otra parte, Iveco prevé que la producción en serie del Stralis Euro 6 a GNL – ECE R110 se iniciará en enero de 2015 y que el próximo año será la consolidación definitiva del GNL en Francia. Fuente: AFGNV / Iveco
Alemania promueve uso del GNL A través de un memorando de entendimiento, el Grupo Gazprom y el operador del puerto de Rostock, Hafen-Entwicklungs-Gesellschaft mbH Rostock, cooperarán en el desarrollo, comercialización y uso del GNL en el estado alemán de Mecklemburgo-Pomerania Occidental. Las compañías comparten el objetivo de proporcionar la infraestructura necesaria para el suministro de GNL, lo que creará un canal de ventas adicional. “Esperamos trabajar intensamente con Gazprom en este proyecto, pues el GNL brinda el mejor equilibrio en cuanto a medio ambiente y seguridad de todos los combustibles utilizados en barcos y permite a los operadores satisfacer las estrictas exigencias de protección ambiental”, dijo Ulrich Bauermeister, director general de Hafen-Entwicklungsgesellschaft Rostock. El establecimiento de este tipo de infraestructura en el puerto del Mar Báltico más grande de Alemania permitirá que el GNL sea entregado a Rostock y, por lo tanto, a todo el país. Además, el lugar cuenta con el espacio portuario necesario. Gazprom también está evaluando transportar el GNL con camiones desde la instancia de almacenamiento a empresas de servicios públicos de gas independientes y suministrarlo para su uso en vehículos a metano. El GNL será enviado desde la planta de licuefacción prevista en el Golfo de Finlandia. Fuente: Gazprom Germania
Las cifras del GLP El gas propano o gas licuado del petróleo (GLP) llega en Colombia a 1.002 municipios de un total de 1.122 (89%). Atiende más de 12 millones de personas, de las cuales el 69% son de estrato 1 y el 25% de estrato 2. MERCADO • 22’230.000 galones/mes • 3’000.000 cilindros/mes • US$ 570 millones en 2013 PROYECCIONES Producción actual (2014) - 18.000 barriles/día - 6,9 millones de barriles/año - 580 toneladas/año. En 2016 la producción nacional de propano se incrementará por las nuevas reservas del Piedemonte: - 28.000 barriles/día - 10,2 millones de barriles/año - 864.000 toneladas/año
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PRODUCCION GRAVABLE DE GAS*
Millones de Pies Cúbicos por Día Calendario EMPRESA
CAMPO PRODUCCIÓN
CHEVRON
CHUCHUPA
414,43
EQUIÓN ENERGÍA
PAUTO SUR
177,85
ECOPETROL LLANOS
CUPIAGUA
135,16
EQUIÓN ENERGÍA
CUSIANA
115,12
EQUIÓN ENERGÍA
CUSIANA NORTE
87,11
CHEVRON
BALLENA
67,03
PACIFIC STRATUS ENERGY
LA CRECIENTE
35,75
PACIFIC STRATUS ENERGY
LA CRECIENTE-D
19,53
CHEVRON
RIOHACHA 19,06
GEOPRODUCTION
NELSON
INTEROIL
MANÁ 3,50
PETROLEOS DEL NORTE
SERAFÍN
ECOPETROL
YARIGUÍ-CANTAGALLO 2,54
PAREX RESOURCES
LA CASONA
2,03
PACIFIC STRATUS ENERGY
LA CRECIENTE I
1,87
CEPCOLSA
RAMIRIQUÍ 1,78
PERENCO
MORICHAL 1,54
ECOPETROL
LLANITO 1,11
INTEROIL
TOQUI-TOQUI 1,11
PETROLÍFERA
BRILLANTE 0,99
HOCOL
LA HOCHA
0,78
WELL LOGGING
CERRO GORDO
0,75
SIPETROL
GUADUAS 0,57
OMEGA ENERGY
CORRALES
ECOPETROL
CHAPARRO 0,64
VETRA
SANTO DOMINGO
0,45
ECOPETROL ALTO MAGDALENA
SANTA CLARA
0,43
KAPPA RESOURCES
CERRITO
0,42
17,11 3,45
0,53
ECOPETROL GALA 0,37 ECOPETROL ALTO MAGDALENA
PALERMO
0,30
Producción proyectada al 2017: - 42.000 barriles/día - 15,33 millones de barriles/año - 1,3 millones de toneladas/año
ECOPETROL
RÍO CEIBAS
0,28
ECOPETROL ALTO MAGDALENA
DINA TERCIARIO
0,26
ECOPETROL
LISAMA 0,18
ECOPETROL
NUTRIA 0,18
ECOPETROL
LOMA LARGA
0,17
Fuente: GASNOVA
INTEROIL
RÍO OPIA
0,12
KAPPA RESOURCES
ABANICO
0,12
ECOPETROL
TESORO 0,09
PERENCO
TOCARÍA 0,06
ECOPETROL
CUPIAGUA SUR
0,05
VETRA
SANTO DOMINGO NORTE
0,04
ECOPETROL
LISAMA PROFUNDO
0,01
ECOPETROL
PEROLES 0,01
TOTAL 1114,88 *Promedio diario de producción en mayo de 2014 Fuente: ANH
GAS Energy I Agosto-Septiembre 2014
22
CIFRAS
23
RESERVAS Y PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Año
Reservas (1) Tera metros cúbicos
Tera pies cúbicos
Reservas Probadas
Producción de Gas Natural (2)
Tera metros cúbicos
Billones de pies cúbicos por día calendario
Tera pies cúbicos
Billones de pies cúbicos al año
Tera pies cúbicos al año
1987
0,097 3,426
0,097 3,426 0,405 148 0,13
1988
0,127 4,492
0,127 4,492 0,415 151 0,14
1989
0,109 3,836
0,109 3,836 0,384 140 0,13
1990
0,101 3,57
0,101 3,577 0,399 146 0,13
1991
0,098
0,098
1992
0,185 6,541
0,185 6,541 0,390 142 0,13
1993
0,211 7,451
0,211 7,451 0,410 150 0,13
1994
0,213
0,213
1995
0,217 7,660
0,217 7,660 0,426 156 0,14
1996
0,217 7,667
0,217 7,667 0,454 166 0,15
1997
0,196
6,928
0,196
6,928
0,574
209
0,19
1998
0,196
6,928
0,196
6,928
0,606
221
0,20
1999
0,188 6,641
2000
0,175 6,188
0,572 209 0,19
2001
0,212
0,590
2002
0,203 7,187
0,596 218 0,20
2003
0,189 6,688
0,588 214 0,19
2004
0,204 7,212
0,613 224 0,20
2005
0,213 7,527
0,648 237 0,21
2006
0,208 7,349
0,680 248 0,22
2007
0,200 7,084
0,106 3,746 0,730 266 0,24
2008
0,206 7,277
0,124 4,384 0,874 319 0,29
2009
0,239 8,460
0,134 4,737 1,017 371 0,33
2010
0,200 7,058
0,153 5,405 1,090 398 0,36
2011
0,188 6,630
0,155 5,463 1,060 387 0,35
2012
0,198 7,008
0,162 5,727 1,170 427 0,38
2013
0,181 6,409
0,156 5,508 1,174 429 0,39
3,480
7,544
3,480
7,544
0,397
0,402
145
147
0,13
0,13
0,188 6,641 0,501 183 0,16
7,489
215
0,19
Fuentes: Reservas 1987-1999: Estadísticas anuales Ecopetrol 1999. Información reportada en giga pies cúbicos, convertida a terapies cúbicos. 2000-2013: Indicadores de Gestión y Estadísticas de la Industria ANH. Producción 1987-2008: BP Statistical Report. 2009-2013: Ministerio de Minas y Energía. Balance de Gas por Campo. Cálculos: ACP Factores de conversión: Para convertir de un billón de pies cúbicos de gas a un tera de pies cúbicos de gas, multiplique por 0,000899 Para convertir de un pie cúbico a un metro cúbico multiplique por 0,0283. (1) Incluye reservas probadas, probables y posibles. (2) Producción entrega a gasoductos, gas transformado y gas enviado a planta.
GAS Energy I Agosto-Septiembre 2014
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PANORAMA
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