Tras ser sorprendido transitando por una trocha, en la frontera colombo-ecuatoriana con el departamento de Nariño, el ciudadano ecuatoriano de apellidos Velasco Rodríguez fue hallado culpable y condenado por el delito de favorecimiento al contrabando de hidrocarburos, más específicamente GLP ecuatoriano, lo cual le mereció una condena ejemplar de 10 años de prisión.

El contrabandista Velasco Rodríguez, de 36 años y nacido en Tulcán, Ecuador, ha sido condenado por el Juzgado Segundo Penal del Circuito de Ipiales. Los hechos se remontan a la mañana del 1 de junio de 2024, cuando Velasco fue interceptado por la Policía Fiscal y Aduanera (POLFA) en el sector conocido como Puente Nuevo, una trocha utilizada para evadir los controles oficiales.

Al inspeccionar el vehículo del contrabandista, las autoridades no solo encontraron una actitud nerviosa por parte del conductor, sino una carga que superaba los límites legales para el transporte de combustible sin documentación: 11 cilindros de gas de la empresa ecuatoriana AgipGas (color azul) cargados con 81 galones de GLP (Gas Licuado del Petróleo) y mercancía comestible ecuatoriana. Velasco admitió a las autoridades no tener facturas ni documentos de nacionalización de la mercancía, lo que dio inicio a su proceso penal.

Los cilindros ecuatorianos de GLP están subsidiados por el gobierno ecuatoriano. Sin embargo, los recursos que este país invierte en estos subsidios se están desviando en los contrabandistas que los transportan de manera ilegal hacia territorio colombiano.

Desde la Asociación Colombiana del GLP – GASNOVA se hace un llamado al gobierno de Ecuador, para que controle de manera más rigurosa la entrega de cilindros subsidiados en la frontera colombo-ecuatoriano, y con el fin de que no terminen ingresando por vía contrabando a territorio colombiano.

Condena ejemplar

A pesar de que la defensa intentó argumentar que el delito quedó en «tentativa» y cuestionó la cadena de custodia, la jueza Magda Ximena Viteri Noguera fue contundente al aplicar la ley, señalando que este delito afecta directamente el orden económico y social del país.

«El actuar del acusado puso en riesgo el patrimonio público y el interés de las empresas nacionales al facilitar el contrabando de GLP, considerado como un servicio público esencial», dicta la sentencia.

Dado que Velasco no se encontraba privado de la libertad al momento del fallo, el juzgado ha ordenado su captura inmediata para que sea recluido en un centro carcelario, sin derecho a beneficios de casa por cárcel o suspensión de la pena.

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