Ecopetrol prepara perforación de pozo en el Caribe para confirmar potencial de gas

Ecopetrol dio a conocer información clave para poder confirmar el potencial de una reserva de gas en Colombia, gracias a que viene preparándose para la perforación del pozo delimitador Orca Norte 1, prevista para el último trimestre de este año.

De acuerdo con Ecopetrol, se firmó el contrato con la compañía Noble Corporation para contar, desde mediados de noviembre, y por cerca de dos meses y medio, con la plataforma de perforación Noble Discoverer.

El acuerdo es importante toda vez que esa plataforma de perforación se encargará de perforar el pozo con el cual se buscará comprobar el potencial del hallazgo dado a conocer en diciembre de 2014 y que se constituye en otro avance importante para lo que debe ser la transición energética en el país.

Aclararon desde Ecopetrol que Orca Norte 1 hace parte del bloque Tayrona y está en aguas profundas del Caribe colombiano.

“Este es un hito en la exploración de hidrocarburos para Ecopetrol ya que es el primer pozo en aguas profundas operado directamente por la Empresa. La Noble Discoverer es una plataforma de perforación móvil, tipo semi-sumergible de sexta generación con doble torre, que actualmente está operando en Suramérica”, dijo la estatal petrolera.

Para este avance, Ecopetrol espera cumplir con el objetivo de confirmar el potencial de hallazgo de gas antes de marzo de 2024, de acuerdo con el compromiso adquirido con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

“Solo si se da una confirmación del yacimiento, se podrá pasar a la fase de desarrollo en la que se podrá contar con las facilidades necesarias para conducir a tierra el hidrocarburo”, complementaron desde Ecopetrol.

Para poder avanzar en la implementación de la iniciativa, Ecopetrol aseguró que anticipa el proceso de consulta previa con las comunidades establecidas, esto con el objetivo de explicar y buscar aceptación del tendido y operación de un gasoducto desde Orca hasta la plataforma Chuchupa B.

Ecopetrol asegura que avanza en detalles clave de infraestructura, como la base operativa en tierra, buques de apoyo y servicios de perforación. De momento se surte la obligación de suministrar la información a las autoridades nacionales, regionales, locales y marítimas.

MINEM difunde avances de la implementación de la Política Nacional Multisectorial para la Pequeña Minería y Minería Artesanal en NEOMIN 2023

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM), a través de la Dirección General de Formalización Minera (DGFM), participa en la Feria Minera NEOMIN 2023, un espacio de diálogo, debate y búsqueda de soluciones para la actividad minería de pequeña escala que se realiza del 11 al 13 de agosto la ciudad de Nazca (Ica).

Alberto Rojas, director de la DGFM, informó que el MINEM viene trabajando en la implementación de los servicios de la Política Nacional de la Pequeña Minería y Minería Artesanal, en coordinación con otros sectores y la cooperación internacional, con el objetivo de promover una pequeña minería y minería artesanal responsable y sostenible con el Estado, sociedad y medio ambiente.

“La formalización es solo un momento, luego viene la formalidad y luego la sostenibilidad de esa formalidad, son distintos estadios a tomar en cuenta en la pequeña minería y minería artesanal la cual requiere no sólo el cumplimiento de obligaciones en el ámbito minero y ambiental sino también en lo laboral y lo empresarial “, afirmó.

Así mismo, Rojas sostuvo que se viene trabajando en el nuevo proyecto de ley para la pequeña minería y minería artesanal, actualizando el marco legal tras 20 años en busca de su perfeccionamiento y actualización para atender las demandas actuales de esta actividad.

“No contábamos con una política minera, y pese a que inicialmente se buscaba una política para la formalización minera, a sugerencia del MINEM, fuimos más allá, y se propuso impulsar la primera política para la pequeña minería y minería artesanal”, recalcó Rojas.

De esta manera, NEOMIN representa un encuentro para impulsar y difundir las iniciativas que el MINEM viene ejecutando en favor de los pequeños mineros y mineros artesanales que se encuentran presentes a nivel nacional.

Boric Refuerza Seguridad Minera y Guarda el Litio hasta 2026

Durante la reciente conmemoración del Día del Minero, un evento que destaca la relevancia de la minería en Chile, se produjo un anuncio de suma importancia. El presidente de Chile, Gabriel Boric, se mostró firme y comprometido en su enfoque hacia la minería en el país. Aquí desglosamos las implicaciones y el significado detrás de sus palabras y acciones.

La firma de un convenio es más que una formalidad. Es una promesa, un compromiso hacia una visión mejorada. Boric, al firmar el convenio 176 de la OIT, reafirma su compromiso con la seguridad de los trabajadores mineros. Esta decisión, que aún requiere la aprobación del Congreso, tiene un profundo significado.

La seguridad, según Boric, trasciende las divisiones políticas, ya que está enfocada en el bienestar humano. Y tiene razón. Cada trabajador minero tiene el derecho inalienable de retornar a su hogar en buen estado, de participar en decisiones que afectan directamente su seguridad y salud. La convención da especial importancia a estos derechos.

El dato es revelador: el año pasado, la industria minera de Chile reportó 12 accidentes fatales. Sin embargo, un enfoque renovado en seguridad, como lo propone la convención, puede mejorar estas cifras.

No solo se trató de seguridad. Boric también se centró en el litio, un mineral crítico para el futuro energético del mundo. Confirmó que su gobierno no cederá concesiones de litio hasta, al menos, el final de su mandato en 2026.

Para Boric, el litio es más que un mineral; es un símbolo de soberanía. Su declaración es firme: el litio pertenece a todos los chilenos. Esta visión busca priorizar el bienestar nacional por encima de intereses individuales o corporativos. Es una postura que, sin duda, generará debates en los años venideros, especialmente con la propuesta de los partidos de oposición que busca modificar el estatus del litio.

Industria minera en Chile: Desafíos en el proceso de descarbonización de sus operaciones

Día a día avanzamos con grandes iniciativas y normativas que promueven el acelerado transitar de una matriz energética alimentada por combustibles fósiles a una completamente conformada por energías limpias, y en este sentido la meta clara: ser carbono neutral el 2050, esperando que al 2030 el 60% de la matriz energética nacional provenga de energías limpias renovables y que, al 2040, hayamos alcanzado la total eliminación del uso del carbón como fuente energética.

Sin embargo, la realidad es que el uso de combustibles fósiles sigue siendo una de las fuentes para generación de energía en nuestro país (38%), por lo que el desafío que enfrentamos a corto plazo para cumplir las metas establecidas es importante.

Para hacer frente a esta situación las compañías mineras se han suscrito voluntariamente a compromisos para reducir su huella de carbono entre 2030 y 2050, lo que considera, al menos, cumplir con los alcances 1 y 2 definidos por el GHG (Green House Gas) Protocol, que incluye el origen de la generación de energía ya sea por proveedores directos o propia.

Pese a que gran parte de éstas persiguen objetivos similares en cuanto a descarbonización apuntando a carbono neutralidad, “no existe un enfoque único o receta probada para lograr esta meta, pues los requerimientos que tiene cada operación son distintos y por tanto se deben contemplar soluciones a medida”, comenta Pablo Peñaranda, director de Desarrollo de Negocios para Black & Veatch Latinoamérica.

“Un buen aporte en la materia que está contribuyendo a reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) es el incremento en la eficiencia de las operaciones mineras asociadas al uso de nuevas tecnologías, digitalización, incorporación de eficiencia energética y disminución del consumo de combustibles fósiles. Estas mejoras permiten un uso más eficiente de la energía y contribuyen a los objetivos de descarbonización”, destaca Peñaranda.

Asimismo, de manera indirecta un mejor uso de los recursos hídricos en las operaciones también contribuye al cumplimiento de los objetivos de descarbonización. “Por ejemplo, el suministro hídrico de operaciones mineras en el norte de Chile contempla el transporte de agua desde zonas que se encuentran lejanas a las operaciones, demandando un alto consumo energético que se puede reducir al contar con una mejor gestión de recursos en la operación. Con iniciativas que apunten a mitigar pérdidas de agua, el reúso de efluentes y de agua contenida en depósitos de relaves, es posible reducir el consumo de agua fresca y de esta manera obtener ahorros en materia de energía asociados al transporte y tratamiento de agua», añade el ejecutivo.

La incorporación de equipos y vehículos eléctricos o impulsados por celdas de hidrógeno verde también están teniendo una mayor relevancia en el sector minero. “El desarrollo es todavía incipiente y no se ha constituido una industria de suministro que permita llevar a mayor escala los desarrollos que se encuentran actualmente como “piloto”, pero pese a ello, sabemos que los esfuerzos van en la dirección correcta y que a medida que estas primeras iniciativas obtengan un buen resultado podrán establecer precedentes para que más compañías del sector minero inviertan en estas soluciones y se pueda generar una tendencia”, agrega.

Para finalizar, destaca que “para que la agenda de descarbonización y el uso eficiente de energía se materialice es necesaria la inversión en etapas de estudio y planificación que permitan a las compañías implementar mejoras y cambios en su actual gestión de recursos. En este sentido, los programas de descarbonización en todos los niveles requieren una comprensión de cómo las tecnologías heredadas, las nuevas y las que pronto se encontrarán disponibles en el mercado pueden funcionar en conjunto”.

“En resumen, para avanzar en el proceso de descarbonización minera las compañías deben establecer un roadmap que analice su situación actual, detallando cuáles son los equipos mineros con los que cuenta, fondos disponibles y tecnologías más recomendadas que realmente sean factibles de ir incorporando poco a poco al proceso, haciendo un análisis de cómo esto irá disminuyendo en el tiempo la emisión de GEI. En paralelo se debe analizar todo el detalle relacionado a la fuente energética utilizada por cada faena. Para atender todas estas variables en Black & Veatch contamos con soluciones innovadoras que nos permiten ser un partner fundamental para la industria desde etapas tempranas hasta su implementación”, finaliza el ejecutivo.

Ecopetrol anuncia hallazgo de nuevo pozo de petróleo y gas en Putumayo

Ecopetrol comunicó este 10 de agosto el descubrimiento de un nuevo pozo de petróleo y gas en el municipio de Orito, en la cuenca de Putumayo. La empresa destacó que se trata del pozo Alqamari-2, donde se encontró gas y aceite con un caudal diario superior a los 1.800 barriles de petróleo.

El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, declaró que este fue perforado a 2.800 metros de profundidad, con resultados positivos para gas y aceite.

“Este es un hallazgo muy importante y significativo con una densidad de gravedad específica y con facilidades ya existentes para poner los recursos en el mercado”, apuntó.

El pozo Alqamari-2 está ubicado en un área de operación directa de Ecopetrol. La empresa es titular del 100 % de los derechos y obligaciones del Convenio de Explotación Área Occidental suscrito con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Sobre el descubrimiento y lo que viene para el país, Roa dijo que “vamos a seguir buscando en los pozos y campos existentes más petróleo y más gas”, con el propósito de mejorar el nivel de reservas, la capacidad de riqueza y poder explotar comercialmente un crudo de esta naturaleza.

Este hallazgo se conoce también un día después de que el nuevo ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, asegurara que se va a mantener la actividad exploratoria en el país.

 

Las empresas del país reconocidas por construcción sostenible

Esta semana, Akila, Cusezar, Triada, Constructora Colpatria, Oikos y la Pontificia Universidad Javeriana recibieron de manos de la Corporación Financiera Internacional (IFC), y la Cámara Colombiana de la Construcción (Camacol), el reconocimiento EDGE Champions por su compromiso con la construcción sostenible.

Para Guillermo Herrera, presidente de Camacol, además de un reconocimiento a estas compañías, es un reconocimiento a todo el sector por el avance y la innovación en prácticas de sostenibilidad.

“Actualmente Colombia suma más de 12 millones de metros cuadrados certificados con EDGE; un logro inmenso si tenemos en cuenta que esta certificación tiene presencia en 70 países, y Colombia ha sido reconocido como el de más área certificada. Incluso, hay otros 8 millones de metros cuadrados en curso, lo que significa que el compromiso no se detiene».

EDGE Champions es una distinción que ya ha sido otorgada por el IFC en Asia, África, Costa Rica, Ecuador, México y Perú, entre otros países, a empresas que aportan a la aceleración de la construcción verde a través del compromiso de certificar el 80%, o más de sus portafolios, con EDGE.

(Baja recordación de empresas con tareas de sostenibilidad). 

La certificación EDGE, (Excelencia en Diseño para mayores Eficiencias), operada de manera exclusiva por Camacol en Colombia, busca promover la construcción sostenible; fue diseñada especialmente para mercados emergentes con el fin de reducir los consumos de energía, agua, así como la energía utilizada para fabricar materiales en las edificaciones, y reducir la huella de carbono.

Esta es la tercera vez que se realiza un acto de reconocimiento en el país; en las anteriores versiones las distinciones fueron otorgadas a Constructora Capital, Prodesa, Conaltura, Constructora Bolívar, Davivienda y Bancolombia; estas dos últimas por ofrecer beneficios de financiación para compañías comprometidas con la sostenibilidad, así como a quienes quieren adquirir viviendas verdes.

Ecopetrol pagó anticipadamente bono internacional de 10 años emitido en 2013

Ecopetrol S.A. informó este martes, ocho de agosto de 2023, sobre el pago anticipado del bono internacional que emitió en 2013, así lo informó la compañía por medio de un comunicado.

Según Ecopetrol, el precio de recompra de este bono, con vencimiento en septiembre de 2023, fue de US$1.000,167 por cada US$1.000 de capital, equivalente a US$821.613.148,865 de capital.

Lo anterior más los intereses causados hasta la fecha de su pago; es decir, hasta el siete de agosto de 2023.

De acuerdo con Ecopetrol, el pago anticipado de este remanente fue anunciado por la petrolera colombiana el pasado siete de julio está en línea con los objetivos del plan financiero.

“Confirma el compromiso de Ecopetrol S.A. con su estrategia de refinanciamiento y plan de inversiones 2023”, manifestó la compañía.

La petrolera colombiana estatal, Ecopetrol, había informado que -como parte de su estrategia de gestión integral de deuda- pagará anticipadamente el remanente de su bono internacional con vencimiento en septiembre de 2023, que fue emitido en 2013.

El monto nominal en circulación vigente del bono mencionado es de US$821,5 millones de principal y con una tasa cupón de 5.875 % (CUSIP: 279158 AC3 / ISIN: US279158AC30).

La fecha de redención de los bonos se llevará a cabo el siete de agosto de 2023 al precio de redención aproximado de US$1.000,18 por cada US$1.000 de principal más los intereses causados.

El pago anticipado está en línea con los objetivos del plan financiero y confirma el compromiso de Ecopetrol S.A. con su estrategia de refinanciamiento y plan de inversiones 2023.

Gobierno espera que este mes se ponga en marcha al 100% la refinería de Talara

Han pasado cinco meses desde que Petroperú iniciara -en febrero último- la operación de la nueva refinería de Talara a un tercio de su capacidad. Si bien en ese momento la empresa esperaba que alcanzara su producción al 100% en marzo pasado, ello hasta ahora no ocurre.

Esa planta, que ha sido planeada para que alcance una refinación promedio diaria de 95,000 barriles de petróleo para su conversión en gasoholes y diésel, en ese momento recibió 14 de las 16 unidades principales que conforman sus instalaciones.

Consultado sobre el tema, el ministro de Energía y Minas, Oscar Vera, indicó que aún están en las pruebas de las dos últimas unidades principales, y que por esa razón la refinería está todavía operando “a media carga”.

Vera reconoció en entrevista a RPP que no tener todas esas unidades de procesamiento operando como se esperaba,genere un vacío económico en la empresa, porque tiene que asumir costos de importación y de transporte de combustibles para mantener su suministro a diversas zonas del interior del país.

Ya Standard & Poor’s Global Ratings ha advertido a inicios de esta semana que el apoyo del Gobierno es el factor crediticio clave para la solvencia de la petrolera estatal, e instrumental para la continuidad de su negocio, y cree que la nueva planta aún estará en pleno funcionamiento a fines del 2023.

Preguntado por tal advertencia de S&P, el titular del Minem admitió que su sector está conversando con el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) sobre la necesidad de dar apoyo a Petroperú, pero hasta el término del arranque de todas las unidades de la refinadora.

En este punto, pidió recordar que la construcción de ese proyecto estuvo tres años paralizado (en referencia implícita a la pandemia) así como por el fenómeno El Niño, que provocó demoras en los trabajos, y generó obligaciones de pago adicionales a las empresas a cargo del proyecto.

“Todo eso se ha sumado, y ya hay compromisos (por pagar) incluso con los bonistas”, anotó, en referencia al pago de intereses a los tenedores de bonos que emitiera la empresa el 2017 por US$2,000 millones para financiar el megaproyecto.

Ecopetrol alcanzó 10 millones de barriles de crudo carbono compensado en ventas

Ecopetrol llegó a diez millones de barriles de crudo carbono compensado comercializados en los mercados de Asia, Europa y América, con el fin de contribuir al proceso de descarbonizar las operaciones comerciales, en línea con el objetivo de reducción de emisiones de la compañía.

El volumen comercializado a la fecha representa una compensación de aproximadamente 379.000 toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e), lo que correspondería a evitar las emisiones por deforestación de alrededor de 9.000 hectáreas de bosque de manglar en la costa colombiana por un periodo de diez años.

Estas ventas cubren las emisiones de carbono directas generadas a lo largo de la cadena de valor, desde el proceso de producción hasta el transporte al terminal de exportación de Coveñas en el Caribe colombiano o hasta el puerto destino acordado con los clientes.

Las compensaciones se hacen a través de créditos de carbono de proyectos de Soluciones Naturales del Clima (SNC), entre los que se destaca restauración de bosques, siembra de árboles, conservación de páramos, humedales y sabanas, entre otras acciones que le apuntan a evitar las emisiones de gases de efecto invernadero y aumentar el almacenamiento de carbono en la naturaleza.

Esta iniciativa de compensación de emisiones complementa las acciones que realiza el Grupo para reducir sus emisiones operativas en los frentes de eficiencia energética, energías renovables, reducción de quemas en tea y emisiones fugitivas y venteos, entre otros.

Los compradores han sido empresas de talla internacional como Reliance, Citgo, Repsol, Petrochina y Phillips 66, que comparten el interés de Ecopetrol de avanzar hacia operaciones comerciales más sostenibles.

Plan de Petro tendría a Colombia a puertas de ser importador de gas

Que Colombia se vuelva importador de gas es una posibilidad según se lee en la Hoja de Ruta de la Transición Energética del gobierno del presidente Gustavo Petro. El escenario se debe revisar con pinzas, ya lo han mencionado los gremios del país, toda vez que se traduciría en que Colombia perdería soberanía energética.

De acuerdo con el informe, los escenarios Tendencial y Políticas Declaradas tendrían un crecimiento de la demanda de gas natural en Colombia que es consistente con el escenario de demanda media presentado en el plan de abastecimiento de gas natural de la UPME (2020a).

El escenario alcanzando, de acuerdo con el informe, es de alrededor de 1.300 Mpcd en 2034, que corresponde a un aumento del 30 % con respecto a 2022, de allí un primer escenario que muestra el porqué el hecho de que Colombia sea importador de gas en los próximos años.

Lo otro que se muestra es que, en adelante, la demanda creciente se duplicaría para 2050 con respecto al valor actual. “En el Escenario de Políticas Declaradas, la demanda en 2050 sería un 8 % inferior a la del Escenario Tendencial, como consecuencia de las medidas de eficiencia energética en los diferentes sectores”.

Ahora, para el lapso 2030 y 2045 podría darse una demanda estable, con un promedio de 1150 Mpcd.

“Hacia el final del periodo empezaría el decrecimiento en la demanda, alcanzando 1050 Mpcd en 2050. En el escenario alineado con la descarbonización profunda (Escenario COP26) habría una demanda estable de gas natural en los próximos años, y una reducción continua de la demanda de gas natural a partir de 2030”, agrega el documento.