«Los Estados Unidos han realizado con éxito un ataque a gran escala contra Venezuela y su líder, el presidente Nicolás Maduro, quien, junto con su esposa, ha sido capturado y trasladado fuera del país. Esta operación se realizó en conjunto con las fuerzas del orden de EE. UU. Próximamente se darán más detalles. Habrá una conferencia de prensa hoy a las 11 a. m. en Mar-a-Lago».

La fiscal general de EE.UU., Pam Bondi, aseguró poco después que Maduro y su esposa habían sido imputados ​​​​en Nueva York.

Precisó que Maduro es acusado de «conspiración narcoterrorista, conspiración de importación de cocaína, posesión de ametralladoras y dispositivos destructivos y conspiración para poseer ametralladoras y dispositivos destructivos contra los Estados Unidos».

«Pronto se enfrentarán a toda la ira de la justicia estadounidense en suelo estadounidense y en tribunales estadounidenses», añadió Bondi sin especificar de qué acusan a Cilia Flores.

Por su parte, la vicepresidenta de Venezuela, Delcy Rodríguez, exigió al gobierno de Estados Unidos «una prueba de vida del presidente Maduro y de la primera dama».

«Nosotros exigimos el respeto al derecho internacional y condenamos esta forma brutal de agresión contra nuestro pueblo», dijo en la televisión estatal.

«Exigimos prueba de vida del presidente Maduro y la primera dama, la prima combatiente, Cilia Flores. Las instrucciones a la FANB y a las fuerzas de seguridad ciudadana están dadas. Venezuela está en calma digiriendo lo que significa este ataque brutal».

La decisión de realizar estudios para determinar si mantendrá la gestión exclusiva o si buscará incorporar nuevos socios en los bloques de explotación marca un punto clave para los próximos movimientos comerciales y técnicos de Ecopetrol. Según informó el medio que reportó el hecho, la compañía estatal prepara un análisis detallado tras hacerse cargo de la totalidad de la participación en las áreas estratégicas de explotación de gas natural ubicadas en el Caribe sur, luego de la cesión por parte de Shell EP Offshore Venture de su participación del 50% en dichos bloques.

De acuerdo con lo detallado por la Agencia EFE, Ecopetrol, tras esta transferencia, asume el control absoluto de los bloques conocidos como Costa Afuera, con lo cual extiende su presencia operativa sobre áreas significativas para la producción de gas natural del país. La salida formal de Shell modifica la estructura de la gestión de estos proyectos, lo que obliga a la compañía estatal a definir su estrategia para las siguientes fases contractuales. En este contexto, Ecopetrol comunicó que la evaluación pendiente tiene como objetivo decidir si conservará el cien por ciento de la participación o si optará por encontrar un nuevo socio que reemplace a Shell, con el propósito de optimizar la eficiencia en la evacuación del gas extraído en estas zonas marítimas.

La petrolera estatal indicó que estos estudios serán fundamentales para establecer cuál es la mejor alternativa para maximizar la productividad de los recursos disponibles y asegurar que la evacuación del gas hacia tierra firme se realice en condiciones óptimas. La exploración de distintas opciones para traer el gas al territorio continental y conectarlo con la red nacional de transporte también representa uno de los retos mencionados en el comunicado oficial. Además, Ecopetrol tendrá que lidiar con aspectos regulatorios relacionados con estas actividades, así como definir los futuros esquemas de comercialización que permitirá llevar el gas al mercado de manera competitiva y eficiente, de acuerdo con lo reportado por EFE.

La estatal conservará la continuidad de los proyectos de investigación y explotación sobre bloques específicos identificados como Kronos-1, Purple Angel, Gorgon-1, Gorgon-1 ST2 y Glaucus-1. Tras la formalización de la salida de Shell en los respectivos contratos, Ecopetrol se prepara para avanzar en la segunda etapa del desarrollo, donde la viabilidad técnica y legal de la evacuación del gas y su integración al sistema nacional se convierte en un tema prioritario. Este proceso implica no solo un enfoque en infraestructuras, sino también el cumplimiento de la normativa vigente para el transporte y comercialización del recurso.

Ecopetrol, mediante este movimiento estratégico, asume el liderazgo total en áreas de alta relevancia para el suministro energético nacional, en un contexto donde la seguridad de la matriz de gas tiene un impacto considerable en el mercado y en las expectativas de suministro futuro. La empresa ha dejado claro que la decisión final sobre la incorporación de nuevos aliados comerciales y técnicos dependerá de la evaluación de las vías más eficientes y sostenibles para extraer, evacuar y comercializar el gas proveniente de estos recursos marítimos, según la información consignada por EFE.

La compañía también subrayó en su declaración pública que el análisis comprende tanto la maduración técnica de los proyectos como la posibilidad de alianzas estratégicas que permitan compartir riesgos, atraer capital y agregar conocimiento especializado. Este proceso de estudio forma parte de la hoja de ruta que la estatal petrolera tiene prevista para maximizar el valor de los bloques y responder a los retos operativos y logísticos de llevar el gas offshore hasta los mercados internos, un aspecto que recalcó también el medio EFE.

En el comunicado citado por EFE, Ecopetrol reiteró su intención de buscar las mejores alternativas en el marco de la regulación vigente para garantizar la salida eficiente del gas y su inserción dentro de la cadena nacional de transporte y distribución. Además, la decisión sobre la entrada de potenciales nuevos socios obedece a la necesidad de fortalecer la capacidad de ejecución del proyecto e impulsar prácticas que permitan aprovechar las ventajas técnicas y comerciales disponibles actualmente en el sector de hidrocarburos en Colombia.

Fuente: Infobae

Brasil continuará requiriendo importaciones de gas natural en el mediano plazo, aun cuando incremente de forma significativa su producción doméstica, advirtió Angélica Laureano, directora ejecutiva de transición energética y sostenibilidad de Petrobras, en declaraciones a BNamericas.

La ejecutiva explicó que el aumento de producción en nuevos campos se ve compensado por el declive natural de otros yacimientos, lo que limita el impacto neto del crecimiento interno sobre la oferta total.

El portafolio de gas de origen nacional se fortalecerá con la entrada en operación de importantes desarrollos offshore. El campo Raia, previsto para 2028, y Sergipe Águas Profundas fase II (SEAP II), programado para 2030, añadirán en conjunto 25 millones de metros cúbicos diarios (Mm³/d).

A este volumen se suma Sergipe Águas Profundas fase I (SEAP I), con 9 Mm³/d, aunque aún sin una fecha definida de inicio de producción.

El gasoducto Rota 3, que inició operaciones en 2024, permitió incorporar 18 Mm³/d adicionales al mercado brasileño, ayudando a cubrir el declive de otras fuentes, especialmente Bolivia.

Según Laureano, actualmente Bolivia suministra entre 10 y 12 Mm³/d, muy por debajo de los más de 30 Mm³/d que exportaba al país en años anteriores.

Gas argentino: interés condicionado a viabilidad económica y logística

Petrobras mantiene interés en el gas argentino, en particular de Vaca Muerta, siempre que el suministro resulte económicamente viable y cuente con garantías logísticas.

Laureano indicó que hoy no existe una infraestructura que asegure un abastecimiento firme, ya sea vía GNL o transporte por gasoductos a través de Bolivia. Otra alternativa en evaluación es la ruta por Uruguaiana, aunque se trata de una opción de más largo plazo.

En noviembre, la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) autorizó a Petrobras a importar hasta 180 Mm³/d de gas argentino por dos años, utilizando el Gasoducto Bolivia–Brasil (Gasbol). La primera importación de gas no convencional de Vaca Muerta se concretó el mes pasado, en asociación con Pluspetrol.

De acuerdo con el Plan de Desarrollo Energético (PDE) 2035, la producción neta de gas nacional crecerá 95% en la próxima década, pasando de 65 Mm³/d a 127 Mm³/d, una vez descontados la quema, el consumo en plataformas y la reinyección.

La oferta potencial en la red integrada aumentará cerca de 85%, con la producción doméstica representando alrededor del 70% del total.

El PDE 2035 contempla ocho terminales de GNL operativos y uno adicional en Suape (Pernambuco), además de las rutas internacionales vía Gasbol.

El documento prevé una reducción progresiva del gas boliviano, desde 13 Mm³/d en 2025 hasta 5 Mm³/d en 2035, lo que refuerza la necesidad de integrar redes regionales y expandir la infraestructura de transporte.

La demanda crecerá más de 6% anual

La demanda total de gas natural en Brasil podría crecer en promedio 6,2% anual, impulsada principalmente por el sector industrial, que concentra cerca del 65% de la demanda no termoeléctrica.

También se proyecta un crecimiento sostenido en los segmentos comercial (5,3% anual), residencial (4,1%) y transporte (3,6%).

El mercado downstream —refinerías y plantas de fertilizantes— crecería 5,36% anual, con una expansión más acelerada en los primeros años por la reactivación y entrada de nuevas unidades industriales.

Fuente: Rumbo Minero