junio 27, 2017 | Industria
(El Tiempo de Bogotá) La minera Drummond, segundo productor de carbón térmico del país (Colombia) con 28,4 millones de toneladas en el 2016 y 7,9 millones de toneladas en el primer trimestre del 2017, decidió hacer una fuerte apuesta para la búsqueda de gas natural no convencional en el departamento del Cesar, tras varios años de análisis del potencial del contrato La Loma, que forma parte de la cuenca Cesar-Ranchería.
Para tal fin, la compañía estadounidense comenzó a ejecutar este año los programas de evaluación de los contratos adicionales La Loma, CR-2, CR-3 y CR-4, firmados en diciembre del 2016 con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), con el objetivo de determinar, durante los próximos dos años, el potencial comercial que puede existir de estos recursos, que pueden ser claves para el autoabastecimiento futuro del país, en déficit de gas hace varios años.
El contrato para La Loma, conocido por EL TIEMPO, revela que el área en la que se hará la exploración abarca una extensión de 145.811 hectáreas, en jurisdicción de los municipios de Codazzi, Becerril, Chiriguaná, El Paso, La Jagua de Ibirico y La Paz.
El programa de evaluación de esta zona tendrá inversiones por 3,7 millones de dólares, que se destinarán a la estimulación y completamiento de los pozos Canario-2 y Canario-3, a las respectivas pruebas de producción, al estudio de factibilidad (calcular las reservas, analizar el reservorio y hacer los estudios de ingeniería) y a elaborar el estudio de factibilidad, es decir, analizar los mercados y hacer una evaluación financiera que cubra las potenciales reservas.
Para llegar a este punto, tuvieron que pasar varios años, durante los cuales se dieron los primeros indicios.
En efecto, además de haber encontrado gas metano en octubre del 2007, en febrero del 2009 y en enero del 2010, y de declarar su comercialidad, hace 7 años Drummond reportó a la ANH un hallazgo de gas natural proveniente de un yacimiento no convencional (‘shale gas’) luego de perforar el pozo exploratorio Paujil 1, situación que se volvió a dar en abril del 2012, con el pozo Canario 1, por lo cual pidió unificar las áreas en una sola, llamada Paujil-Canario.
El programa de evaluación fue postergado en el 2014 y en el 2016, por diversas causas, y se reactivó el año pasado con la firma del contrato adicional en diciembre.
Importante potencial
Según la ANH, los contratos CR-2, CR-3 y CR-4 fueron inicialmente de evaluación técnica (TEA), actividades que Drummond ejecutó en consorcio con la brasileña OGX Petróleo e Gas.
El presidente de la minera, José Miguel Linares, explicó que estos contratos, cuyas áreas se ubican al norte del contrato La Loma (en el sur de La Guajira), ya son de exploración y producción tras la firma del nuevo contrato adicional y están a cargo solo de la empresa, que acreditó su capacidad financiera, ambiental, técnica y operativa.
El directivo indicó que, una vez sean aprobadas las licencias ambientales, las inversiones en las cuatro áreas podrían sumar unos 74 millones de dólares.
“Estamos empezando el proceso de licenciamiento ambiental. Creemos que es un área potencial que tiene unos recursos estratégicos para Colombia, pero estamos más o menos a dos años de definir si es comercial”, explicó.
De hecho, toda la industria petrolera hace varios años está a la espera de los términos de referencia que defina el Ministerio de Ambiente para los hidrocarburos no convencionales, pues no es un secreto que los últimos tres ministros, incluyendo el actual, han anunciado en los medios que en el próximo mes sale el documento, pero eso aún no ocurre.
A su turno, el presidente de la ANH, Orlando Velandia, indicó que solamente en dos años, cuando se determine si los recursos son comerciales y se caracterice el subsuelo, se definirá la técnica que se utilizará para la extracción, porque el fracturamiento hidrálico (‘fracking’) solo es una de las varias formas de estimular la roca generadora.
“Eso dependerá hasta que digan cómo está la roca, cómo está el gas, cómo está atrapado, a qué profundidades y miren la técnica que hay que aplicar”, indicó. Velandia explica que si bien hoy en día el ‘fracking’ puede ser la más adecuada, también es la más costosa, y las compañías siempre buscan las que sean más rentables desde el punto de vista costo-beneficio.
En materia de inversión social, el contrato de La Loma prevé que durante los próximos dos años la compañía Drummond deberá invertir por lo menos el 1 por ciento del programa de evaluación en planes de beneficio de las comunidades, cuya aprobación dará la ANH.
El dilema por las reservas
La autosuficiencia de gas genera opiniones encontradas.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) dice que, por ejemplo, a diciembre las reservas probadas del campo La Loma (gas metano) fueron de 60,7 millones de pies cúbicos. El ciclo de producción lo comenzó Drummond desde este año.
El presidente de la compañía, José Miguel Linares, indica que inicialmente se usará para la generación de energía de la operación minera, lo cual le quita presión al mercado, porque hoy en día consume entre 13 y 14 millones de pies cúbicos diarios, y “cada millón de pies cúbicos que produzcamos es adicional para el mercado”. Sin embargo, la firma no descarta vender los excedentes.
Linares agrega que el gas no convencional es la salida para tener energético a precios competitivos. Esto porque las tarifas que se verán en Colombia en un mercado de importación serán similares a las que se pagan hoy en Chile y Brasil, entre 7 y 15 dólares por millón de BTU (unidad británica de poder calórico).
“Creemos que el gas de largo plazo para garantizar el autoabastecimiento va a venir de estas rocas. Hay que tomar la decisión de meternos en el mundo de los no convencionales. Si usted se pone a pensar, si un país es autosuficiente en gas, sus precios deben estar entre 4 y 6 dólares por millón de BTU”, puntualizó Linares.
Entre tanto, la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) calcula que entre el 2022 y 2025 se requeriría sumar 1,7 terapiés cúbicos a las reservas, y hacer cambios normativos para evitar un desabastecimiento de gas en el 2021.
El país también está a la espera de que en un lapso de entre 8 y 10 años se vea la primera molécula de los descubrimientos al occidente del mar Caribe y se sepa si son comercializables.
mayo 30, 2017 | Industria
(El Tiempo de Bogotá) Enfriar el aire con agua caliente. Ese es el principio que aplicaron investigadores de la Universidad Pontifica Bolivariana (UPB) para desarrollar un sistema de climatización de edificaciones que funciona con energía solar térmica.
¿Cómo funciona? Según César Isaza, docente investigador de la Facultad de Ingeniería Mecánica de la UPB, hay dos opciones para usar la energía solar en sistemas de enfriamiento. La primera es usar energía solar fotovoltaica, la cual capta la radiación solar con paneles y sirve para mover los motores de un aire acondicionado convencional.
La otra es la que usaron en el piloto realizado en el bloque 24 de la UPB con un ciclo de refrigeración por absorción. El funcionamiento del sistema de climatización aprovecha la energía solar mediante el uso de colectores solares térmicos, dispositivos ubicados en el techo del edificio que sirven para calentar agua a temperaturas que oscilan entre 40 °C y 50 °C.
“Un sistema convencional mueve un compresor, y esto gasta mucha energía; en este caso lo que se hace es aprovechar el calor para calentar una mezcla de bromuro de litio y agua. Al calentar el agua, esta se evapora a alta presión, y ese vapor luego se condensa y pasa a estado líquido para absorber el calor del lugar que voy a enfriar”, explicó Isaza.
La temperatura de agua helada que necesita un sistema de aire acondicionado convencional es de 7 °C, con lo que se logra una temperatura del ambiente de 22 °C, el promedio para enfriar un edificio.
Sin embargo, en la UPB combinaron otras tecnologías para que el sistema fuera más eficiente. “Para este caso usamos un techo radiante y esterillas de agua que se pegan al techo, por donde circula agua helada, que va a hacer las veces de sistema de enfriamiento dentro del edificio. Por esta razón, no es necesario alcanzar una temperatura del agua de 7 °C, sino que trabajamos alrededor de 10 °C a 12 °C, lo que hace que el sistema consuma menos energía”, contó el investigador.
Con esto se apuesta a optimizar los recursos, y contribuye a la construcción de edificaciones sostenibles con proyectos que sean aplicables a mediano y largo plazo para lograr construcciones con menor dependencia de la red de energía eléctrica.
mayo 10, 2017 | Industria
(El Tiempo de Colombia/Bloomberg) La petrolera Canacol Energy podría abandonar pronto su negocio petrolero y concentrarse enteramente en abastecer la creciente necesidad de gas natural de Colombia, ya que el panorama sigue siendo sombrío para este renglón en el país.
Para el presidente Ejecutivo de la compañía, Charle Gamba, con la creciente producción estadounidense de shale, que ayuda a mantener bajos los precios mundiales, el futuro del petróleo colombiano, que es caro de producir, «no es brillante».
Al mismo tiempo, los nuevos gasoductos y el declive de los yacimientos de gas tradicionales permitirán a la compañía que cotiza en Toronto aprovechar la creciente demanda de energía doméstica, según Gamba.
«Básicamente hemos llegado de un 10 por ciento de nuestra producción de gas en 2012, a casi el 85 por ciento ahora», dijo Gamba, quien agregó que dada la falta de inversión que estamos haciendo en proyectos petroleros, eso muy bien podría llegar al 100 por ciento en los próximos dos años».
El auge petrolero que sustentó el crecimiento económico de Colombia durante la última década superó en longitud e intensidad todos los auges cafeteros del siglo pasado, según un estudio del codirector entrante del banco central José Antonio Ocampo.
Cuando el auge terminó con el descenso de los precios del crudo en 2014, el crecimiento se desaceleró a su menor nivel desde la crisis financiera mundial, el peso perdió más de un tercio de su valor y el gobierno se vio obligado a recaudar impuestos para cubrir un déficit en sus finanzas.
El traspaso de Canacol al gas le permitió recuperarse de la caída del mercado mejor que sus pares. Sus acciones han subido un 22 por ciento en términos de dólares en los últimos dos años, período durante el cual la estatal Ecopetrol SA perdió más de un tercio de su valor y Pacific Exploration and Production, la mayor perforadora independiente de Colombia, se declaró en quiebra.
Caída de la producción
La producción petrolera colombiana cayó a 864.000 barriles por día en febrero, un 16 por ciento menos que dos años antes, mientras que las reservas han descendido a unos 7 años de producción.
La producción de gas de Canacol se ha visto limitada por la falta de infraestructura para transportar el gas a los mercados. La finalización de un gasoducto este año le permitirá aumentar la producción a 130 millones de pies cúbicos por día, desde 90 metros cúbicos. Entonces, en 2018, un nuevo gasoducto construido por Promigas SA impulsará la producción a 230 millones de pies cúbicos por día, según Gamba.
«Nuestro flujo de caja es muy estable durante la mayor parte del año, y luego aumenta con la nueva capacidad de transporte», dijo Gamba, quien explicó que el interés de los inversionistas permanece relativamente plano «hasta que nos acercamos a poner en marcha la nueva producción de gas, y luego el precio de las acciones sube».
septiembre 8, 2016 | Industria
(El Espectador de Colombia) Mientras el sector energético colombiano se reunía para discutir su futuro, el ministro de Minas y Energía, Germán Arce, habló de incentivos para que los empresarios aceleren la búsqueda de hidrocarburos en el mar Caribe. La amenaza de perder la autosuficiencia petrolera se ha extendido al gas. En un país que se está quedando sin hidrocarburos, hay que echarles una mano a los que lo buscan, piensan desde el Gobierno.
Por eso el ministro de Minas y Energía les dijo a esos empresarios que en la reforma tributaria estructural que será presentada por el Gobierno al Congreso en octubre se incluirán incentivos para “llenar ese bache” que nos puede convertir en un país importador de crudo y de gas. “Vamos a incluir en la reforma tributaria, que se presentará en octubre, instrumentos que van a permitir incentivar nuevas inversiones para adelantar flujos de capital que mejoren el government take en esta coyuntura en la que estamos”.
El ministro indicó que la idea es recuperar ese lugar en el espacio internacional, en el cual “estamos compitiendo por enormes recursos de capital”. Arce explicó que la finalidad es “incentivar las actividades de recuperación secundaria sobre las reservas ya identificadas y el otro es atracción de inversión que permita adelantar muchos de esos contratos firmados y que no desarrollan actividad porque no son económicamente viables al nivel de precios en que estamos”. Arce fue claro en afirmar que con estas decisiones tributarias “es posible que logremos reactivar nuevos proyectos de inversión, que es la única manera de garantizar la reincorporación de reservas”.
La Contraloría General organizó el foro y congregó a lo más representativo del sector. A ellos les dijo: hay que “replantear las estrategias y acciones gubernamentales que tienen por objeto garantizar un pleno abastecimiento de gas natural en épocas de crisis”. Ese planteamiento del contralor general, Edgardo Maya Villazón, sirvió para que unos y otros comenzaran a echar sus cartas sobre las causas que dejaron al país al borde de un intenso y costoso racionamiento con fuerte presencia del fenómeno de El Niño. El dimitente presidente de Naturgás, Eduardo Pizano, no estuvo muy convencido de la advertencia del contralor de que nos estamos quedando sin gas. “Hay gas”, sostiene el dirigente gremial. El problema es llevarlo a los centros de consumo, porque existen muchos obstáculos para sortear. El contralor no solo se quedó en la advertencia de una presunta escasez de gas. Pidió “la protección de los usuarios frente a los grupos de poder económico, llámense monopolios, oligopolios o empresas con posición dominante”.
El presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, acuñó otra de sus famosas frases que han hecho historia: hacia el futuro vamos a tener el Valle de la Muerte. La oferta va declinando y la demanda va aumentando después del año 2020. “Tenemos un bache ahí que la regasificadora lo puede llenar y nosotros estamos haciendo lo propio para llenarlo”. El próximo año, Ecopetrol va a perforar dos pozos en el mar Caribe donde la estatal petrolera va a ser operadora directa. “Sería un pozo costa afuera operado por Ecopetrol”. Si la compañía encuentra gas, sería una buena noticia para el país y con ello se podría “llenar el Valle de la Muerte 2020-2025”.
Los proyectos offshore del Caribe colombiano, por su naturaleza y alta complejidad técnica, enfrentan múltiples riesgos y exigen altas inversiones de capital durante las etapas de exploración y desarrollo, señala el informe de Ecopetrol. “Desde el punto de vista económico, se requiere un régimen fiscal (impuestos y regalías) totalmente eficiente, progresivo y estable, el cual brinde las condiciones óptimas requeridas para impulsar tales inversiones y viabilizar la ejecución de estos proyectos de alto riesgo”.
Ricardo Sierra, presidente del grupo Celsia, el mayor consumidor de gas natural en el país, señaló que “ya estamos en el Valle de la Muerte. Eso no es en el 2020 que nos va a llegar”. Advirtió que en los actuales momentos “hay una fragilidad del sistema complicada” por la volatilidad de los precios de la energía y por lo tanto no van a ser competitivos. Llamó la atención sobre los costos de los proyectos por la presencia de comunidades fantasmas. Sierra dijo que hacer proyectos en Colombia “está costando entre 30 % y 50 % más de lo que deberían costar”.
agosto 4, 2016 | Industria
(El Tiempo de Bogotá) Mientras varios sectores políticos y sociales de la costa Atlántica han venido pidiendo que el Gobierno intervenga a la distribuidora de energía Electricaribe, firma que tiene a cuestas lastres de varios años, el efecto de una decisión en el mercado eléctrico sería complejo para usuarios y generadores de energía.
La presidenta de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgén), Ángela Montoya, aseguró que cualquier decisión que se tome debe ser estratégica y tiene que ponderar los efectos para el país y para los agentes del sector.
Lo anterior, porque una intervención a esta compañía, que atiende a 2,5 millones de usuarios, tendría un impacto aproximado en el 20 por ciento de la demanda de energía del país.
Este es el porcentaje que consume Electricaribe actualmente en el mercado, el cual es un tamaño considerable frente al total. Y en número de usuarios, el impacto se calcula en el 18 por ciento, según estimaciones de la Contraloría General de la República.
Además, según otras fuentes del mercado, al intervenir la firma el Gobierno debería sacar millonarios recursos, según el tiempo y el tipo de medida que se decida.
En los últimos años, por factores como el fenómeno del Niño y el crecimiento económico, la costa Atlántica ha venido aumentando de forma importante su consumo de energía, la cual es comprada a tres agentes principales: Isagén, AES Chivor y la española Emgesa.
Según el balance de Electricaribe del año pasado, antes de que el fenómeno climático llegara a su mayor intensidad, entre noviembre del 2015 y marzo del 2016, el consumo de energía en este mercado subió muy por encima del resto del país.
De acuerdo con el documento, en el 2015 el consumo de la región subió un 7,77 por ciento, frente al 4,11 por ciento del resto del país. Incluso, en el 2014 el incremento de la demanda de Electricaribe fue mayor, del 8,56 por ciento, mientras en el resto del país el porcentaje de variación fue del 3,16 por ciento.
Además, solo en el 2015, según el reporte de Electricaribe, en el ítem de acreedores comerciales y otras cuentas por pagar, las compras de energía cerraron en 489.696 millones de pesos, para un aumento cercano al 73 por ciento con respecto al corte del 2014.
Este incremento, según fuentes enteradas, obedeció a que para tener acceso a la energía en la bolsa, Electricaribe tuvo que dejar garantías bancarias reales. Aun así, el año pasado la firma tuvo cerca de 13 limitaciones de suministro.
El superintendente de Servicios Públicos, José Miguel Mendoza, señaló que se deber mirar con cuidado, pues la decisión de intervenir no se puede tomar sin entender muy bien todos los efectos de esta actuación.
