El yacimiento Pau-Brasil, descubierto por BP en las costas del país latinoamericano, es uno de los más grandes hallazgos en aguas profundas, con una presión de reserva estable y petróleo ligero de calidad (28 a 30 grados API), de reservas carbonatadas del presel.

La empresa británica con más de 50 años en Brasil, que comparte la licencia con CNOOC (30 %) y Ecopetrol (20 %), ha indicado que este yacimiento podría contener hasta 8.000 millones de barriles de petróleo.

El descubrimiento “se produjo tras la perforación del pozo offshore 1-BP-12-RJS, alcanzando una profundidad de 6.300 metros en la cuenca de Santos” y es altamente positivo para la industria brasileña.

De acuerdo con algunos analistas, podría aportar unos 1.500-2.000 millones de barriles recuperables a la nación sudamericana.

Ahora, es preciso evaluar el factor de recuperación para determinar el volumen viable para la comercialización del yacimiento Pau-Brasil, a unos 230 km de la costa de Río de Janeiro.

M.Pino

Fuente: elperiodicodelaenergia

(Imagen referencial: gustavo nacht en Unsplash)

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Colombia cuenta con nuevas reservas de gas en aguas del Caribe que le permitirían una ampliación de su autonomía entre 12 y 15 años de acuerdo con información del presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa.

“El reciente descubrimiento de grandes reservas de gas natural en aguas del Caribe colombiano trae consigo un panorama mixto para el país. Mientras que la buena noticia apunta a una autosuficiencia garantizada por entre 12 y 15 años, la mala noticia revela que la nación deberá continuar importando gas durante al menos cinco años”.

Así lo declaró Roa, quien agregó que en la actualidad Colombia cuenta con “2.3 terapies cúbicos de gas, con una expectativa de consumo que alcanza solo para 6.1 años. La nueva reserva, localizada en el pozo Sirius, podría sumar 4.5 terapies cúbicos extraíbles”.

El presidente de la petrolera colombiana destacó la exploración de otros bloques en colaboración con distintas empresas, lo cual podría apuntalar la seguridad energética local además de “reducir la dependencia de fuentes externas en el futuro”.

Roa no descarta que Colombia deba seguir importando gas natural en los próximos cinco años, a pesar de las nuevas reservas. De hecho, resaltó que está previsto un déficit de 161 GBTUD para 2025, lo cual traerá como consecuencia un incremento en el costo del gas para los consumidores.
Desafíos de maduración de nuevas reservas tomarán tiempo

Roa puntualizó que la maduración de las reservas descubiertas en aguas del Caribe colombiana “incluye obtener licencias ambientales y construir la infraestructura necesaria, un proceso que puede tardar hasta siete años”.

De manera que pasará un tiempo hasta que dichos hallazgos sean utilizables. “Una vez se tenga la licencia ambiental, se necesitarán otros tres años más para que esa molécula entre al sistema para el consumo de los usuarios finales”.

Considerando este escenario, Colombia se encuentra evaluando alternativas para asegurar el abastecimiento. La estatal Ecopetrol está “considerando importaciones de gas de Venezuela, además de opciones para traer gas natural licuado. Sin embargo, todas estas medidas dependerán de condiciones técnicas y acuerdos comerciales, lo que añade una capa de incertidumbre a la situación”.

M.Pino

Fuente: portafolio

(Imagen referencial: Doris Morgan en Unsplash)

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La petrolera colombiana Ecopetrol estableció la hoja de ruta para el abastecimiento local de gas natural en el período 2024-2034, que incluye los sectores importaciones, descubrimientos y exploraciones, así como la flexibilización de la importación del rubro desde Venezuela con licencia de Estados Unidos.

Ecopetrol hizo el anuncio durante el Congreso de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones de Colombia (Andesco), y agregó que se estima que “en 2025 haya un faltante de 83 Gbtud (gigabritish térmicos unitarios diarios) de gas. De estos, 61 podrían ser cubiertos con opciones de gas nacional”.

Como medida inmediata para afrontarlo la estatal importará cerca de 100 Gbtud de gas a través del sistema de regasificación y posiblemente mediante el gasoducto Antonio Ricaurte desde Venezuela.

Según indicó Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, “la empresa está en capacidad de garantizar el abastecimiento en el corto, medio y largo plazo, aunque requerirá que se flexibilicen las normativas para comercializar gas y agilidad en los permisos y licencias ambientales y sociales”.

La empresa de transporte y logística de hidrocarburos Cenit hizo, junto a la venezolana Pdvsa, el recorrido para identificar que “las estaciones de control estaban averiadas, por tal motivo, comenzaría a operar entre 10 a 12 meses”.

A este proceso iniciado por Ecopetrol se sumaría una licencia especial de la Oficina de Control de Bienes Extranjeros de Estados Unidos (OFAC) con el fin de agilizar la importación de gas venezolano así como la eliminación de las restricciones en la infraestructura de transporte.

Es oportuno destacar que la empresa petrolera colombiana estudia actualmente opciones para recibir, almacenar y regasificar Gas Natural Licuado (GNL).

“A partir de 2029, se espera que comience a ingresar gas de descubrimientos materiales costa afuera. Estos incluyen áreas como Uchuva, Gorgon y Glaucus en aguas del Caribe.

Ante esto, las potenciales reservas descubiertas están entre 4 y 12 terapies cúbicos (TPC), lo cual podría multiplicar hasta 3 veces las reservas actuales del país”.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), presentó su estudio para suministro de gas hasta 15 años. Se han evaluado tres escenarios de oferta y de demanda; además, la construcción de nuevos gasoductos, proyectos entre Barranquilla y Barrancabermeja, entre otros aspectos.

M.Pino

Fuente: americaeconomia

(Imagen referencial: Rose Galloway Green en Unsplash)

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La petrolera colombiana Ecopetrol contabilizó un beneficio neto atribuido de 17 billones de pesos colombianos (3.882 millones de euros) durante los seis primeros meses del año, lo que supone multiplicar por más de dos el resultado obtenido durante el mismo periodo del año anterior y le permite superar los beneficios del ejercicio de 2021, según se desprende del informe de resultados trimestrales de la compañía.

La empresa ha justificado estos resultados en un entorno de precios favorables y una «gran efectividad» de la estrategia comercial en capturar los diferenciales de los productos. Asimismo, se ha producido un repunte en el volumen de ventas, unos márgenes de refinación «históricos» y una gestión que ha permitido mitigar las presiones inflacionistas.

En términos de facturación, los ingresos de la estatal ascendieron hasta los 76,3 billones de pesos (17.393 millones de euros) durante el periodo de referencia, el doble que en el primer semestre de 2021. De su lado, los costes asociados a ventas crecieron un 86,9 %, hasta los 41 billones de pesos (9.340 millones de euros).

El presidente de la compañía, Felipe Bayón, ha destacado en especial el desempeño del segmento de refinación, que consolidó «resultados operativos y financieros históricos en el trimestre», como consecuencia de una alta disponibilidad operativa, una activa optimización de inventarios y una «exitosa» estrategia comercial de productos y petroquímicos, entre otros factores.

Por otro lado, el resultado bruto de explotación (Ebitda) experimentó un crecimiento del 116,3 %, para situarse en los 38,1 billones de pesos (8.676 millones de euros), con un margen del 49,9 %, lo que implica un aumento de 1,8 puntos con respecto al primer semestre de 2021.

En lo que respecta a los resultados contabilizados entre abril y junio, la compañía se anotó un beneficio de 10,47 billones de pesos (2.385 millones de euros), casi el triple que un año antes. Mientras que la facturación se impulsó un 125,7 %, hasta los 43,8 billones de pesos (9.991 millones de euros).

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Fuente: dpa

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