Menu
RSS
  • “Dependemos de las regalías del Cerrejón, transición debe ser segura”: gobernadora de La Guajira

    Gobernadora de la Guajira - Diana WilchesGobernadora de la Guajira - Diana WilchesLa gobernadora de La Guajira, Diala Wilches, expresó su preocupación sobre la transición hacia nuevas fuentes de ingresos en el departamento en medio de la posible decisión de cierre del Cerrejón.

    En una entrevista con Néstor Morales en Mañanas Blu, la Gobernadora de La Guajira, Diala Wilches , resaltó la importancia de una transición energética segura y planificada en medio de la posible salida de la extracción minera, particularmente del Cerrejón , principal fuente de recursos y regalías para el departamento.

    "La dependencia presupuestal que tenemos de las regalías del Cerrejón es indiscutible. Estas regalías son fundamentales para apoyar sectores vitales como la salud, el agua, la educación y las vías en nuestro departamento," afirmó la gobernadora durante la entrevista.

    En relación con el posible cierre de la mina del Cerrejón y su impacto en las finanzas del departamento, la Gobernadora señaló: "El cierre del Cerrejón tendría un impacto significativo en nuestras finanzas. Las regalías de la minería han sido nuestra principal fuente de ingresos. Sin embargo, apoyamos la priorización del uso del agua para las comunidades y estamos trabajando para asegurar una transición segura hacia nuevas fuentes de ingresos."

    La gobernadora mencionó la energía eólica como una alternativa en desarrollo que podría contribuir a la transición económica del departamento. Además, se refirió a la posibilidad de que el gas también desempeñe un papel importante en la transición.

     "Estamos buscando diversificar nuestras fuentes de ingresos, pero esto debe hacerse de manera planificada para garantizar la estabilidad económica y la atención de las necesidades de nuestra población," subrayó Wilches.

    En cuanto a las consultas previas con las comunidades indígenas, la gobernadora destacó el compromiso de su gobierno para involucrar a todas las partes interesadas en el proceso de toma de decisiones.

    "Estamos trabajando en mesas de concertación para asegurar que las voces de todas las comunidades sean escuchadas y que las decisiones se tomen de manera consensuada", afirmó.

     La gobernadora concluyó expresando su confianza en que la Corte Constitucional tomará una decisión informada y equitativa sobre la emergencia y los decretos relacionados.

    "Esperamos que la Corte (Constitucional) tenga en cuenta nuestras necesidades y desafíos, y que podamos avanzar hacia un futuro sostenible y próspero para La Guajira ," concluyó.

    La decisión de la Corte Constitucional sobre la constitucionalidad de la emergencia social y económica en La Guajira se espera en los próximos días, y su veredicto tendrá un impacto significativo en el rumbo económico y social del departamento.



    Fuente: bluradio.com

  • CODENSA busca emprendedores con ideas innovadoras sobre eficiencia energética

    ●     CODENSA busca emprendedores con ideas innovadoras sobre eficiencia energética para apoyar.
     
    ●     Los interesados podrán inscribir sus equipos de trabajo hasta el próximo 14 de julio de 2016 en www.retoecodensa.com y participar en el proceso de clasificación.
     
    ●     El ganador de la Hackathon recibirá 20 millones de pesos y el respaldo de CODENSA para desarrollar su proyecto al interior de la compañía.
     
    “RETO - E Codensa” es la primera Hackathon virtual del sector energético en el país, que busca convocar talentos nacionales para que desarrollen  soluciones de hardware o software para contribuir con el tema de la eficiencia energética.
     
    Las Hackatones son eventos que convocan y reúnen a programadores y personas con otros perfiles con conocimiento en diseño, negocios y gerencia de proyectos, para trabajar colaborativamente con alguna empresa en el desarrollo de productos y/o servicios digitales por un tiempo establecido, para resolver “retos” que se les presentan.
     
    CODENSA, empresa del grupo ENEL líder en innovación tecnológica, lanzó hoy la convocatoria de innovación abierta y participación virtual, para que equipos de emprendedores presenten sus ideas que le permitan a la Compañía ayudar a sus clientes industriales y/o comerciales a conocer y gestionar la forma en que consumen energía, y que de esta manera puedan construir programas e implementar iniciativas que les ayuden a ser empresas más sostenibles.
     
    “Desde hace más de 10 años en CODENSA trabajamos en innovación y es nuestro foco de acción para aportar al desarrollo de nuevas soluciones energéticas. La innovación hace parte de nuestro ADN y es parte fundamental de nuestra estrategia empresarial. Queremos apostarle al talento local y promover el emprendimiento digital en el país, al tiempo que ponemos en marcha ideas que aporten a la industria del sector eléctrico y generen valor para nuestros clientes”, afirmó Carlos Mario Restrepo, Gerente de Market para Codensa y el Grupo Enel en Colombia.
     
    El equipo ganador recibirá 20 millones de pesos y el respaldo de CODENSA para desarrollar su proyecto al interior de la compañía. Los equipos que ocupen el segundo y tercer lugar recibirán un premio de 5 millones de pesos, cada uno.
     
    ¿Cómo funciona la Hackathon RETO - E CODENSA?
     
    Las inscripciones estarán abiertas a partir del 13 de junio hasta el 14 de julio de 2016 en la página web www.retoecodensa.com. Se realizará una primera selección de  15 equipos, los cuales durante cuatro semanas podrán desarrollar sus ideas y tendrán acompañamiento de mentores de CODENSA y expertos emprendedores para la ejecución de sus proyectos.
     
    Para el desarrollo de esta Hackaton CODENSA contrató a Zentrífuga, empresa del Ecosistema de Emprendimiento TIC colombiano, fundadores de comunidades de emprendimiento y desarrolladores de otras Hackatones, quienes harán acompañamiento y asesoría permanente durante el evento.
     
    Codensa S.A. ESP  es una empresa dedicada a la distribución y comercialización de energía eléctrica, líder en el mercado, con cerca de 2’800.000 clientes en Bogotá, 101 municipios de Cundinamarca, tres en Boyacá y uno en Tolima. Constituida en 1997, Codensa tiene una potencia instalada superior a 8.303 MVA (megavoltiamperios) a lo largo de 43.754 kilómetros de red de Alta, Media y Baja tensión. La compañía genera cerca de 8.000 empleos directos e indirectos en el país.
       

    paisminero.co 

  • Codensa Incrementó Su Utilidad Neta En 5% Durante El Año 2016

    Resultados Financieros 2016 

     

    2016

    2015

    VARIACIÓN %

    Millones de Pesos (COP)

     

     

     

    INGRESOS OPERACIONALES

    4.189.696

    3.711.866

    +12,9%

    EBITDA

    1.409.479

    1.238.636

    +13,8%

    EBIT

    1.139.348

    988.696

    +15,2%

    UTILIDAD NETA

    542.880

    516.935

    +5,0%

    DEUDA FINANCIERA NETA (1)

    997.756

    786.547

    +26,9%

    INVERSIONES

    643.446

    454.735

    +41,5%

     
    Luicio Rubio, director General de ENEL en Colombia.Luicio Rubio, director General de ENEL en Colombia.Lucio Rubio, director general ENEL en Colombia dijo: “estamos muy satisfechos con nuestros resultados en 2016, un año de altos niveles de inversión para CODENSA, como resultado de nuestros esfuerzos para mejorar la calidad de nuestro servicio a través de la modernización de la red. Esto incluye la instalación de 40.000 medidores inteligentes y el avance en trabajos de automatización de redes, las piedras angulares para la creación de una red verdaderamente inteligente, para el beneficio de todos nuestros clientes ".
     
    ·           Los Ingresos Operacionales aumentaron gracias a un incremento en las tarifas como resultado de un mayor Índice de Precios al Productor (IPP) e Índice de Precios al Consumidor (IPC), a los cuales se encuentran indexados las tarifas y a pesar de la disminución de demanda de energía en la zona de influencia de CODENSA, en línea con la campaña de ahorro de energía llevada a cabo por el Gobierno Nacional.
     
    ·           El EBITDA y el EBIT crecieron en línea con el incremento de los ingresos operacionales, mitigando el impacto negativo del aumento del 14.3% de los costos operacionales, principalmente atribuible a:
    o  Mayores precios en las compras de energía en el mercado spot impulsados por la temporada de sequía evidenciada los primeros meses del año.
    o  El incremento anteriormente mencionado en el Índice de Precios al Productor (IPP), al cual se indexan la mayoría de los contratos compra de energía.
     
    ·           La Utilidad Neta registró una variación positiva debido a un mayor EBITDA, el cual compensó el incremento anual de 37,7% en el gasto financiero, ocasionado por un mayor valor en el Índice de Precios al Consumidor (IPC), indicador al cual se encuentra indexado el 64% de la deuda y un aumento en los impuestos de Renta (de 39% en 2015 a 40% en 2016), conforme a la Reforma Tributaria de 2014.
     
    ·           La Deuda Financiera Neta de CODENSA se incrementó durante el año 2016 para cumplir con los requerimientos del plan de inversiones de la Compañía.
     
    ·           Durante el 2016, las inversiones se incrementaron significativamente, siendo las más alta en los últimos tres años. La mayoría fueron inversiones de crecimiento para atender nuevos clientes y mejorar la calidad del servicio, incluyendo nuevas subestaciones de media y baja tensión y nuevas tecnologías, como medidores inteligentes.
     
    Resultados operativos 2016
     
     

    Resultados operativos 2016

     

    2016

    2015

    VARIACIÓN %

    DEMANDA DE ENERGÍA NACIONAL (GW/h)

    66.263

    66.173

    -0,14%

    DEMANDA DE ENERGÍA CODENSA (GW/h)

    13.646

    15.048

    -2,94%

    PARTICIPACIÓN MERCADO CODENSA

    22,1%

    22,7%

    -0,6%

    ÍNDICE PROMEDIO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

    7,06%

    7,26%

    -0,2%

    TOTAL CLIENTES CODENSA

    2.950.841

    2.865.159

    +3,0%

    ·           Debido a la campaña de ahorro de energía promovida por el Gobierno Nacional durante 2016 por el Fenómeno del Niño, tanto la Demanda Nacional como la Demanda de energía de CODENSA se redujeron, comparado con 2015.

     
    ·           El Índice Promedio De Pérdidas De Energía de la Compañía presentó una mejora durante 2016, gracias al desarrollo de su plan de inspecciones de pérdida y el esfuerzo continuo por la normalización de clientes.
     
    ·           El número total de clientes de CODENSA aumentó gracias a 85.682 nuevas conexiones.
     
    Dividendos:
     
    ·      En 2016 CODENSA pagó un total de $435.049 millones de pesos en dividendos a sus accionistas. Estos correspondieron al pago final (25%) de los dividendos a pagar con respecto a la utilidad neta de 2014 y a los dos primeros pagos (75%) de los dividendos a pagar con respecto a la utilidad neta de 2015.
     
  • Drummond lidera la producción y exportación de carbón, en su apuesta por la energía para la transición

    En su compromiso de aportar al desarrollo sostenible del país, con una minería que genere recursos clave para la transición energética y productiva, Drummond sigue liderando la producción y exportación de carbón colombiano. En 2023 se produjeron 29.563.329 toneladas, lo que representa un crecimiento de 7,1% frente a 2022; y se comercializaron en el exterior 27.037.622 toneladas.

    Bogotá enero 2024 -. El carbón producido por Drummond en el año 2023 en el departamento del Cesar (Municipios de El Paso, La Jagua de Ibirico, Agustín Codazzi, Chiriguaná y Becerril) fue exportado desde su puerto de embarque en el municipio de Ciénaga (Magdalena) a 23 destinos alrededor del mundo, entre los cuales se destacan Países Bajos (15%), México (13,9%), Polonia (10,7%), Corea del Sur (7,8%), Turquía (6,9%), Chile (6,0%), Israel (5,7%), Japón (4,7%), Puerto Rico (4,5%), entre otros.  

    “Las cifras evidencian que la demanda internacional de carbón térmico sigue siendo muy importante, por ser una fuente confiable de energía. Los países siguen complementando su matriz o canasta energética con diferentes alternativas que les permitan mayor independencia y soberanía. Esa es una oportunidad para que Colombia siga obteniendo recursos indispensables para la transición productiva de sus regiones mineras, así como para el desarrollo sostenible de todo el territorio”, indicó José Miguel Linares, presidente de Drummond Ltd.

    Cabe destacar que en junio de 2023 las diferentes unidades de negocio de Drummond presentaron su estrategia para alcanzar la carbono-neutralidad en el año 2050, con la que la compañía reitera que la minería de carbón, y sus otros proyectos energéticos, son unos aliados de la transición productiva.

    El country manager de Drummond Energy, Alberto García, estableció que dicha estrategia incluye proyectos como “la conexión directa a la red eléctrica nacional, la construcción de la primera fase este año de un parque solar fotovoltaico de 54 MW, y una segunda fase que se hará después de 190 MW, así como la implementación de tecnologías y soluciones para reducir y compensar las emisiones de CO2 en las operaciones de todas nuestras unidades de negocio”.

    La Vicepresidente Senior y Chief Sustainability Officer de Drummond Company, Carolina Riaño, dijo: “En Drummond, hemos comprendido la transición como un proceso integral, paulatino y colaborativo, que construye una visión que beneficia al país y a las regiones donde   operamos. En ese sentido, seguimos dispuestos a trabajar en conjunto por una transición que aborde todas las partes involucradas en la cadena minera y que proponga soluciones que aseguren una mejor calidad de vida para las comunidades, así como un menor impacto al ecosistema”

     

    Fuente:amchamcolombia.co

  • Energías renovables superan a combustibles fósiles

    Las energías renovables atraerán casi dos tercios de la inversión en nuevas centrales eléctricas en los próximos 25 años, haciendo palidecer el gasto en combustibles fósiles, ya que los costos a la baja convierten la energía solar en la primera opción para los consumidores y los países más pobres.

    Las energías renovables atraerán casi dos tercios de la inversión en nuevas centrales eléctricas en los próximos 25 años, haciendo palidecer el gasto en combustibles fósiles, ya que los costos a la baja convierten la energía solar en la primera opción para los consumidores y los países más pobres.

    La energía solar atraerá inversiones por US$3,7 billones hasta 2040, en tanto que US$8 billones se volcarán a la energía limpia, casi el doble de los US$4,1 billones que se gastarán en carbón, gas natural y centrales nucleares, según un pronóstico de Bloomberg New Energy Finance.

    Las cifras demuestran que la dominación tradicional de los proveedores de carbón y gas natural disminuirá en los años venideros, ya que las energías renovables más baratas implican que los países en desarrollo podrán recurrir a fuentes menos contaminantes para satisfacer sus crecientes necesidades de energía. El pronóstico de New Energy Finance también indica que el carbón seguirá siendo un combustible importante, lo cual sugiere que los diseñadores de las políticas deberán tomar más medidas para controlar los gases de efecto invernadero.

    “Veremos un enorme avance hacia un sistema de energía libre de carbono”, dijo en un comunicado el fundador de New Energy Finance, Michael Liebreich, cuando el grupo de investigación dio a conocer sus conclusiones en Londres. A pesar de esto, las emisiones continuarán aumentando “durante otro decenio y medio, a menos que se emprenda una acción política radical”.

    A nivel mundial, los sistemas de techo y las plantas solares a pequeña escala crecerán casi 17 veces, desde 104 gigawatts el año pasado hasta casi 1,8 terawatts en 2040.


    Fuente: Elespectador.com / Bloonberg

  • Para 2018 habrá un faltante de 190 millones de pies cúbicos de gas: ACP

    Hizo un llamado al Gobierno para que se busquen soluciones de corto plazo, honrando los contratos y respetando las reglas del juego.

    “Si no se honran los contratos y se respetan las reglas del juego, se pone en riesgo la produccion de gas a futuro”, advirtió Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) en un evento sobre los hidrocarburos.

    Para el dirigente gremial se “deben buscar opciones para solucionar la situación de coyuntura, pero con mucha responsabilidad y cabeza fría, y no bajo presiones políticas. La solución no es que paguen unos a costa de otros, como algunos infortunadamente creen”.


    Respecto a la oferta de gas del país, Lloreda señaló que “en 2015 la oferta de gas será de 1.200 millones de pies cúbicos, pero para 2018 tendremos un déficit de 190 millones, y para 2021 un déficit de 345 millones de pies cúbicos”.

    El presidente de la ACP prendió las alarmas sobre la difícil situación que afronta el sector del gas en Colombia, “tenemos un problema serio de oferta y demanda de gas (…) entre los años 2015 y 2028 las reservas probadas declinarán 5 por ciento anual; es ecir, un déficit a partir de 2018, y en la Costa Atlántica a partir del año 2017”.

    Lloreda advirtió que “las reservas de gas son limitadas y están decreciendo y la solución debe ser integral, de lo contrario, preparemonos para ser importadores de gas, pagando precios mucho más altos que los actuales”.

    El representante del gremio que agrupa a las compañías de hidrocarburos con actividad en el territorio nacional indicó que una solución al problema que enfrenta el sector tiene contemplar una exploración y produccion de gas con reglas justas, claras y estables, solucionar los cuellos de botella en materia de infraestructura de transporte, y facilitar las pruebas, para llegar luego al consumidor”.
     

    Remarcó que actualmente hay 23 proyectos de producción de gas en evaluación, la mayoría en la Costa Atlántica. "Si resultan positivos, tendremos una oferta adicional de gas, lo que sería una muy buena noticia para el país y para la Costa, pues permitiría ampliar la oferta de gas, aunque la solución de abastecimiento de mediano y largo plazo está en los yacimientos no convencionales y Costa Afuera, lo que requerirá inversiones muy cuantiosas. De ahí la importancia de tener reglas del juego claras y estables".


    Fuente: Elespectador.com

  • ¿Colombia dejaría de matricular carros movidos por gasolina en 2040?

    En el segundo foro global del BID Lab, el ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, hizo algunas precisiones sobre metas del país en materia ambiental. 
    En medio de la inauguración del segundo foro global del BID Lab, el laboratorio de innovación del Banco Interamericano de Desarrollo, el ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, aseguró que "Colombia debe dejar de matricular vehículos movidos por gasolina en 2040 y movilizarse hacia una industria de energías limpias".
     
    "En 2040 no deberíamos dejar matricular un carro movido por gasolina, todos los carros deberían ser eléctricos", afirmó Bonilla al intervenir.
     
    En este sentido, el alto funcionario recalcó que el país debe transitar "hacia una industria de energías limpias, hacia una producción de bienes con otro tipo de desarrollo". 
     
    Este objetivo implicaría que el país "se electrifique, es decir que tenga energía limpia. Seguramente no para construir nuevas centrales eléctricas en embalses, pero sí utilizar otras formas de generación como energía eléctrica, solar o eólica", añadió. 
     
    La propuesta va en la misma vía que ha planteado el presidente Gustavo Petro. La idea del Gobierno es que la política ambiental se base en la descarbonización de la economía para enfrentar la crisis climática y, con ese propósito, se ha planteado el freno de la exploración y explotación petrolera en el país.
     
    El evento de El BID Lab destacó la labor de innovación de la compañía para el desarrollo en la región. Desde 1993  ha puesto a disposición más de 2.000 millones de dólares (unos 1.853 millones de euros) en 2.700 proyectos de innovación con la colaboración de más de 1.500 aliados de la región y
    en el mundo.
     
    EFE
     
  • ¿Cuáles son las causas de los cortes de luz intermitentes que se vienen reportando?

    Los expertos señalaron que los principales inconvenientes radican en problemas de infraestructura por confiabilidad de la red de energía eléctrica.
    Con un panorama en el que la demanda de energía creció más de 5%, según lo reportó XM, y en donde usuarios han presentado quejas de cortes intermitentes, vale preguntar a qué se deben y cómo se pueden hacer ajustes de prevención.
     
    Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), explicó que los cortes de energía eléctrica surgen por múltiples factores, por ejemplo, fallas en el sistema eléctrico nacional o local, mantenimientos programados o deslastre de carga.
     
    “El deslastre de carga hace referencia a que la demanda de energía de los hogares se desconecta de la red automáticamente por condiciones de estrés de las redes o alerta del sistema de potencia. En algunos casos, esta desconexión puede ser programada ante fallas en la red eléctrica o para garantizar condiciones que busquen la seguridad del sistema interconectado nacional”, agrega. Y aunque la demanda incrementó 5% en el país, en la zona Caribe se registraron incrementos de hasta 11% a lo largo del año, esto como respuesta a la ola de calor que llega con el fenómeno de El Niño.
     
    Pero hay otro factor de incidencia de alta relevancia, se trata de la infraestructura. “considerando el déficit de infraestructura de energía eléctrica, particularmente en las redes de distribución que atienden los Operadores de Red incumbentes, se han generado problemas en la confiabilidad de la red y por ello se han presentado estas desconexiones de carga, interrupciones del servicio o cortes programados para garantizar la seguridad del sistema interconectado nacional”, explicó Castañeda.
     
    Con este factor coincide el presidente del Grupo Energía Bogotá (GEB), Juan Ricardo Ortega, pues señaló que la norma en Colombia es vieja, porque cualquiera puede obstaculizar los proyectos de infraestructura de energía eléctrica, “llevamos desde el año 2018 sin poder terminar lo que se necesita, al menos en Bogotá por mil razones”.
     
    “Con suerte en 2026 puede que estén, pero se va a presentar un desfase de lo que el país sabe que necesita desde hace ocho años a lo que va a poder tener en seis años, porque no logran ponerse de acuerdo y no hay mecanismos de solución”.
     
    Lo que se puede hacer
     
    Para Castañeda, es fundamental la inversión y ejecución tanto en redes de distribución como en redes de transmisión para garantizar que la energía eléctrica generada llegue a abastecer la demanda; por ello, la regulación ha establecido mecanismos para el aumento de estas inversiones a través de la Resolución Creg 015 de 2018, en las nuevas obras que se establezcan a nivel de la transmisión nacional y regional a través del Plan de Expansión de Referencia en Generación y Transmisión elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme).
     
    Ortega advierte que, aunque hay reserva de energía suficiente, y que “tanto Guavio como Guatapé están sobre 88%”, con las olas de calor que acompañan el fenómeno de El Niño se pueden presentar inconvenientes en la costa porque no hay suficientes líneas de transmisión.
     
    El crecimiento de la demanda mundial de energía repuntará en 2024 tras ralentizar
     
    Se prevé que la actual crisis energética y la recesión económica ralenticen el crecimiento de la demanda mundial de energía en 2023, pero un repunte probable en 2024 significa que es necesario desarrollar más capacidad renovable, según lo aseguró la Agencia Internacional de la Energía (AIE). La tasa de crecimiento mundial del consumo energético se ralentizará hasta situarse ligeramente por debajo de 2% en 2023, frente a 2,3% de 2022, también por debajo de la media quinquenal de 2,4% anterior a la pandemia.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
     
  • ¿Cuándo revelarán los costos de la transición energética? Esto se sabe sobre el tema

    El Gobierno de Colombia entregó importantes detalles sobre el proceso. 
    El pasado 17 de octubre, la Contraloría General de la República informó que en forma conjunta con la Procuraduría General de la Nación se convocó a una reunión para que el Gobierno Nacional entregara más detalles sobre la transición energética.
     
    Según un documento compartido por la Contraloría, el Gobierno de Petro habló sobre “los planes y acciones en este tema de transición minero energética, al igual que sus previsiones frente al fenómeno de El Niño, entre otros temas”.
     
    La transición energética es una de las grandes apuestas del Gobierno Nacional. Según el Plan Nacional de Desarrollo, el objetivo es “impulsar la penetración de energías renovables en la matriz de generación y la respectiva disposición de infraestructura y tecnología avanzada en el sistema energético”.
     
    Tal como señaló el vicecontralor en funciones de Contralor General de la República, Carlos Mario Zuluaga Pardo, es una apuesta ambiciosa, sobre todo frente a las complicaciones climáticas del Fenómeno de El Niño.
     
    “Eso hace que tengamos un problema de riesgo de financiamiento del sector y de complicaciones que pueda traer El Niño en la generación de energía hidráulica”, insistió en la reunión, según se lee en el comunicado de la Contraloría.
     
    Ante esto, la mayor inquietud es el costo y la respectiva transición fiscal para realizar la transición de manera adecuada. Incluso, ocho meses después de que la Contraloría expresó la preocupación, aún se desconoce el valor.
     
    El compromiso del Ministerio de Minas y Energía
     
    Según la Contraloría, el Ministerio de Minas y Energía se comprometió a revelar los costos de la transición energética antes de finalizar el año.
     
    Colombia acelera sus importaciones de gas natural para enfrentar el fenómeno de El Niño
    “En lo que va del 2023 se han importado más de 500.000 metros cúbicos de GNL, que han llegado al país en 11 cargamentos. Estas importaciones se vienen realizando con el fin de suplir la demanda de este combustible que requieren estas termoeléctricas”, según la sección de Economía de este diario.
     
    "Hoy en día Colombia está conectada a un mercado mundial con una amplia liquidez, que le permite tener acceso a un pozo infinito de este combustible, con proveedores como Estados Unidos y Trinidad y Tobago, que nos permiten atender la demanda de una manera rápida y oportuna, lo cual es clave ante escenarios de desabastecimiento", aseguró Alfredo Chamat, gerente general de Calamarí LNG.
     
    Por Geraldine Bajonero para El Tiempo.
     
  • ¿Es la energía limpia realmente más cara que la energía tradicional?

    A juzgar por la noticia, una empresa de relaciones públicas tenía una tarea: informar al mundo que los precios de la energía limpia superan los precios de la energía sucia, al igual que los republicanos en el Congreso intentan derogar gran parte de la Ley de Reducción de la Inflación (que impulsa la energía limpia). Tal vez una coincidencia. La política no es nuestra área de especialización. Pero los argumentos que se aseguraron se leen como puntos de conversación que los políticos repiten en entrevistas de noticias por cable:   
    -Las nuevas industrias limpias necesitarán trabajadores, especialmente ingenieros, y no los obtendrán asaltando al personal de los restaurantes de comida rápida. Esto es cierto, por supuesto. Las nuevas industrias tendrán que competir por trabajadores con experiencia, atraer a estudiantes estadounidenses a la ingeniería, atraer a ingenieros del extranjero y ofrecer salarios competitivos. Las viejas industrias tendrán que competir por la mano de obra con las nuevas industrias. Eso es lo que sucede en los mercados.
     
    -Las nuevas políticas pondrán fin a nuestra dependencia de décadas de los mercados globales para proporcionar bienes y servicios a los precios más bajos. Bueno, ¿no es el punto de volverse local para proteger nuestra seguridad nacional? La seguridad adicional cuesta dinero, al igual que el seguro. Entonces, ¿quieres seguridad o precios bajos?
     
    -Las dádivas del gobierno a determinadas tecnologías distorsionan el mercado. Los economistas están de acuerdo en que la forma menos distorsionadora del mercado para abordar el problema es gravar el carbono y dejar que el mercado descubra cómo reducir las emisiones. Pero seamos realistas. El Congreso no aprobará ningún impuesto nuevo. Entonces Biden tenía la opción de una política subóptima o no hacer nada. Como dijo Voltaire, “lo perfecto es enemigo de lo bueno”.
     
    Estos puntos deslumbrantemente inútiles no mencionan una razón principal por la que los precios de la energía limpia pueden superar los precios de la energía sucia: estos últimos no incluyen los costos que soporta la sociedad, ni el productor ni el usuario. Si se incluyera el costo de los daños a la salud o al medio ambiente, el producto sucio podría costar tanto o más que el producto limpio. Entonces, cambiar a un producto limpio podría afectar el precio pagado pero no el costo para la sociedad. 
    Los especialistas en marketing y los desarrolladores de productos podrían descartar el argumento por completo. Los productos nuevos a menudo se venden por más que los productos viejos aparentemente similares. Los consumidores que quieren ser los primeros en el bloque están dispuestos a pagar más, especialmente por un producto que ven como diferente. Y el costo y el precio de los nuevos productos disminuyen a medida que los productores logran economías de escala. ¿Cuál es el problema, entonces?
     
    Tal vez una gran parte del problema es que las empresas de energía establecidas, que tienen influencia política y dinero no gastan mucho en investigación y desarrollo, en términos relativos, no desarrollan nuevos productos y perderán si los nuevos competidores tienen éxito. Por lo tanto, tienen todas las razones para cabildear contra los nuevos competidores, especialmente si el gobierno los está impulsando. ExxonMobil, Shell y Chevron, entre ellas, gastan solo el 0,3% de los ingresos en investigación y desarrollo, y las industrias de electricidad y gas natural en los Estados Unidos alrededor del 0,1% de los ingresos. Por otro lado, los gigantes automotrices General Motors y Ford, juntos, gastan el 5% de los ingresos en investigación y desarrollo, y los fabricantes de celdas de combustible, Bloom Energy y Plug Power, el 13%. Nuestro punto no es que cuando no gastas en tu futuro, es posible que no tengas uno.
     
    Las proyecciones muestran una disminución continua en los costos de la energía alternativa que pronto los llevará por debajo de los costos de energía heredados. Pero ese análisis no tiene en cuenta una serie de proyectos que podrían perturbar aún más el mercado de la energía:
     
    -Co-combustión de plantas de combustibles fósiles con amoníaco. (Un proyecto que implica principales empresas de servicios públicos japonesas y productores mundiales de amoníaco).  
     
    -Mejorar las perovskitas, que podrían reducir sustancialmente los costos solares y revolucionar sus usos. (Trabajo en curso en China y EE. UU.)  
     
    -Convierta el hidrógeno en el nuevo medio de almacenamiento, combustible y transferencia de energía. (Grandes proyectos en marcha en todo el mundo.) 
     
    -Establecer la existencia de depósitos comerciales de hidrógeno renovable subterráneos. (Una empresa australiana de pequeña escala con perspectivas potencialmente grandes). 
     
    -Demostrar a través de un costoso pozo exploratorio en Utah la posibilidad de que podamos aprovechar la energía geotérmica de roca seca y profunda (suficiente para replicar la flota generadora de EE. UU. 500 veces). 
     
    -Construir redes de superconductores para conectar energías renovables. (Una empresa de energía europea quiere hacer precisamente eso, argumentando que la red existente no puede hacerlo. ¿Qué tal aquí?).
     
    Cualquiera de estas posibilidades podría aumentar drásticamente las perspectivas de descarbonización, en gran medida al mejorar el costo y la confiabilidad de la electrificación. Obtendríamos una mejor noción de los costos futuros si miramos hacia adelante y no hacia atrás.
     
    Por Leonard S. Hyman y William I. Tilles para Oilprice.com   
  • ¿La transición energética se ha topado con un muro?

    Las reservas de energía eólica se están  hundiendo. También lo son las acciones de energía solar. El gobierno de Alemania acaba de acordar  financiar  un rescate de 15 mil millones de euros para Siemens Energy después de que su filial de energía eólica registrara pérdidas masivas.
    La lista podría continuar. A quienes mueven y agitan el espacio energético les resulta cada vez más difícil moverse y sacudirse. Era fácil anticipar este desarrollo, sin embargo, muchos optan por ignorar las señales, y ahora el sector puede sufrir más antes de que los dolores crecientes se alivien. 
     
    Un tema común en el espacio eólico, solar y de vehículos eléctricos es el tema del aumento de los costos. Este fue quizás el avance más fácil de anticipar en el progreso de la transición energética. Después de todo, todo el mundo pronosticaba un aumento masivo de la demanda de diversas materias primas y tecnologías para permitir esa transición.
     
    Hay una cosa garantizada que sucede cuando la demanda de algo aumenta: los precios también aumentan antes de que se active la respuesta de la oferta. Esta es una verdad universal para todas las industrias y no había razón para esperar que la industria de transición fuera una excepción.
     
    De hecho, la demanda de materias primas necesarias para paneles solares, turbinas eólicas y baterías de vehículos eléctricos aumentó, pero la oferta tardó en recuperarse, lo que provocó precios más altos. Durante un tiempo, muchos fingieron que no era así, posiblemente con la esperanza de que la inflación de costes pasara antes de que los inversores se dieran cuenta.
     
    Orsted de Dinamarca, que sufrió algunas de las peores pérdidas de capitalización de mercado en el espacio de transición,  publicó apenas en junio  una perspectiva optimista para el año y el mediano plazo, esperando un fuerte crecimiento de las adiciones de capacidad y una tasa de retorno sobre el capital empleado de un promedio del 14% para el periodo 2023 a 2030.
     
    El mismo mes, el director de la empresa  se quejó  ruidosamente del aumento de los costes de la construcción de energía eólica marina en Gran Bretaña y pidió más subvenciones. Cinco meses después, Orsted había  contabilizado  4.000 millones de dólares en cargos por deterioro de su negocio en Estados Unidos y había cancelado dos proyectos offshore allí. El director general Mads Nipper calificó la situación de la energía eólica como "una tormenta perfecta".
     
    Muchos han achacado los mayores costos al legado de los bloqueos pandémicos: cadenas de suministro rotas, retrasos y otros obstáculos para el movimiento fluido de bienes y materiales. Sin embargo, cuando se trata de la transición, lo más probable es que la situación actual sea parte del mismo círculo vicioso que está frenando la revolución de los vehículos eléctricos que los fanáticos de Tesla siguen prediciendo.
     
    Este círculo se ilustra mejor en el caso de los cargadores de vehículos eléctricos. Dado que la ansiedad por el alcance es una de las mayores preocupaciones de los posibles compradores, debe haber suficientes cargadores para que esta ansiedad disminuya. Pero las empresas de cargadores no fabricarían cargadores a menos que estén seguras de que habrá suficientes vehículos eléctricos en las carreteras para que sean rentables. 
     
    La situación es similar en la minería del cobre, quizás la industria más fundamental para la transición energética. Después de todo, la transición se concibe como un cambio hacia una electrificación casi total y no se puede tener electrificación sin mucho cobre. En cambio, las mineras de cobre se muestran reacias a derrochar en nuevas exploraciones. Los mineros no tienen suficiente certeza sobre la demanda futura, a pesar de todos los pronósticos optimistas. Independientemente de lo que muestren los precios del mercado, si la transición cobra impulso según lo previsto, la escasez de cobre será sólo cuestión de tiempo.
     
    Otro obstáculo es la demanda. Parecía haber una suposición entre los planificadores de la transición de que se daría la demanda; pero no ha sido así. 
     
    Los fabricantes de vehículos eléctricos ahora se encuentran  revisando  sus planes a medida que la demanda no alcanza los objetivos. En junio,  las previsiones para Alemania  eran que la demanda de instalaciones solares aumentaría en dos dígitos en 2023. Dos meses después, un fabricante de inversores  advirtió  que, en realidad, la demanda había caído en el tercer trimestre, y las perspectivas para el cuarto trimestre no eran especialmente alentadoras. En el sector eólico, los proyectos se están cancelando porque los líderes de los proyectos están pidiendo precios mucho más altos que los acordados previamente con los gobiernos que los financian.
     
    Muchos culpan a las tasas de interés más altas por la inflación de costos que hundió sus acciones. Pero las tasas de interés son algo con lo que todas las industrias tienen que lidiar, y esas otras industrias no tienen el privilegio de contar con generosos subsidios gubernamentales. Sin embargo, la energía eólica, solar y los vehículos eléctricos no pueden despegar ni siquiera con esos subsidios. 
     
    Esto coloca el futuro de la transición en una nueva perspectiva: algo que muchos observadores previeron pero fueron descartados como negacionistas del clima. La transición no será ni tan rápida ni tan fluida (ni tan barata) como se esperaba inicialmente. Tomará un largo tiempo; será desigual y costoso. 
     
    "Existe la noción de que será una transición energética lineal",  dijo  al Wall Street Journal Daniel Yergin, vicepresidente de S&P Global y veterano cronista de energía. "Se desarrollará de diferentes maneras en diferentes partes del mundo".
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com 
  • ¿Nos estamos acercando a un punto de inflexión para el petróleo?

    Los fundamentos actuales del mercado petrolero están bajo presión, y si está escuchando a economistas, fondos de cobertura o gobiernos occidentales, puede concluir que el sentimiento es decididamente bajista. La baja volatilidad actual de los precios del petróleo es una señal de una posible recesión económica. El debate en curso sobre el techo de la deuda agrega otro factor a la incertidumbre en los mercados petroleros, justo después de que se disiparan los temores de la crisis bancaria de EE. UU. Si bien los osos actualmente están haciendo mucho ruido, la realidad podría ser la opuesta. Hay indicios de que un mercado alcista potencial está en el horizonte, especialmente si se consideran las últimas cifras de demanda de petróleo presentadas por la AIE en París y la OPEP. 
    Los informes de los principales medios de comunicación destacan que los continuos retrasos y el obstruccionismo de los dos partidos políticos estadounidenses, demócratas y republicanos, en las conversaciones sobre el techo de la deuda están ejerciendo una presión negativa sobre los precios mundiales del petróleo. Esto ha dado lugar a un análisis emocional entre los actores del mercado petrolero y las instituciones financieras, lo que ha frenado el creciente optimismo en torno al crecimiento esperado de la demanda en la segunda mitad de 2023 y más allá. El mercado ya ha valorado cifras de crecimiento económico chino inferiores a las esperadas, y se prevé que la combinación de una producción reducida de la OPEP y una desaceleración en la producción de petróleo canadiense respalde los precios del crudo en los próximos meses.
    El contrato del WTI de junio, que se renueva hoy, refleja el miedo. Miedo a una posible desaceleración económica de EE. UU., debido a un posible incumplimiento, lo que posiblemente podría traducirse en una menor demanda. Sin embargo, los mercados pueden estar malinterpretando la situación, ya que es poco probable que el resultado final del juego de poder actual en el Senado y el Congreso de los EE. UU. sea una crisis económica por defecto o a gran escala. Ambas partes son conscientes de los riesgos involucrados y las consecuencias, como lo demuestran las experiencias pasadas. El foco de atención de los medios y la resistencia de los partidos a sucumbir a la presión en un año electoral están alimentando el impulso para un enfrentamiento dramático. Sin embargo, se entiende ampliamente que finalmente se alcanzará un nuevo acuerdo sobre el techo de la deuda y la vida continuará como de costumbre. Además, no se espera una recesión económica, ya que la economía mundial sigue siendo en gran medida positiva, y los precios de la energía, así como los precios de las principales materias primas, han disminuido. La posibilidad de una recesión económica en Europa tampoco está en el horizonte, ya que las economías europeas demuestran solidez, con una gran demanda de mano de obra disponible incluso para cubrir puestos vacantes. Fuera de la OCDE, los mercados emergentes como el Medio Oriente y la India continúan mostrando fortaleza.
     
    A pesar de esta perspectiva macroeconómica, el sentimiento negativo gobierna el día, como se ve en las posiciones cortas de los fondos de cobertura. Como informó Bloomberg la semana pasada, los fondos de cobertura son ultra pesimistas con respecto al petróleo. En la actualidad, las posiciones no comerciales se acercan a los mínimos de 2011. Según Bloomberg, la mayoría de los administradores de dinero se están preparando para una recesión inminente. El medio de noticias también informó que los fondos de cobertura han expresado opiniones extremadamente pesimistas sobre el diésel y el gasóleo, lo que refleja niveles de pesimismo que no se habían visto desde las primeras etapas de la pandemia de Covid-19. Estas preocupaciones surgen de una combinación de factores, que incluyen posibles aumentos de la tasa de interés por parte de la Reserva Federal, un crecimiento económico más lento de lo anticipado en China y la posibilidad inminente de un incumplimiento de pago de EE. UU. Además,
     
    Curiosamente, el mercado físico del petróleo presenta una imagen diferente, ya que no muestra el mismo nivel de sentimiento bajista. Se espera que aumente la demanda, evidente en el aumento de los viajes aéreos, la sólida utilización de las refinerías y la fuerte demanda de gasolina y diésel en los EE. UU. También se pueden observar signos similares en Europa y otras regiones. Los analistas han advertido que los niveles de almacenamiento de combustible, en general, están por debajo de las normas estacionales. Además, los productores de petróleo y otros participantes de la industria han demostrado su voluntad de abstenerse de protegerse contra una posible caída de precios.
     
    En las próximas semanas, existe la posibilidad de un cambio significativo en el sentimiento del mercado hacia una perspectiva más alcista. Es probable que la disminución continua de los inventarios despierte a la mayoría de los participantes del mercado. Los productores, con sus estrategias actuales, pueden incluso considerar más recortes de producción si los precios caen por debajo de $75 por barril, lo que indica una fuerte señal alcista. Además, una resolución a la farsa política que rodea el techo de la deuda de Washington, junto con una sólida demanda durante la temporada navideña en todo el mundo, podría reforzar aún más el sentimiento alcista.
     
    La inversión insuficiente sigue siendo una preocupación crítica, como lo enfatizó el secretario general de la OPEP, Haitham Al Ghais. Reiteró que la inversión insuficiente en el sector del petróleo y el gas podría conducir a la volatilidad del mercado a largo plazo y obstaculizar el crecimiento. En la Conferencia de Gas y Petróleo de Oriente Medio (MEPGC) en Dubai, Al Ghais destacó la importancia de centrarse en reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en lugar de simplemente reemplazar una fuente de energía por otra. Se necesitan con urgencia grandes inversiones en todos los sectores energéticos. La OPEP ha enfatizado constantemente el requisito de $ 12,1 billones en inversiones globales para satisfacer el aumento a largo plazo de la demanda de petróleo.
    La restricción en curso de la producción de petróleo rusa debido a las sanciones occidentales plantea riesgos significativos para el mercado. Los analistas estiman que entre 2 y 2,5 millones de barriles por día (bpd) de la producción de petróleo de Rusia, de los 11 millones de bpd actuales, podrían estar en riesgo. El último informe mensual de la AIE sugiere una posible escasez de 2 millones de bpd en el suministro de crudo en la segunda mitad de 2023. Sin embargo, esta estimación ya puede ser optimista considerando las declaraciones realizadas por el G7 durante el fin de semana, indicando su intención de fortalecer esfuerzos para contrarrestar la evasión de Rusia de los topes de precios en sus exportaciones de petróleo y combustible.
     
    Tan pronto como los fondos de cobertura hayan recuperado su equilibrio, se espera un gran resurgimiento de las posiciones largas. Solo se necesita un gran jugador de Wall Street para volverse alcista, y las otras ovejas lo seguirán. 
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
  • ¿Puede la energía nuclear “descarbonizar” la industria del petróleo y el gas?

    Las empresas de petróleo y gas están bajo presión para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.
    Los gobiernos y las empresas privadas de todo el mundo han estado explorando la idea de reducir las emisiones de las operaciones petroleras mediante el uso de energía nuclear. Existe una presión cada vez mayor para que las empresas de petróleo y gas reduzcan sus emisiones de gases de efecto invernadero para apoyar una transición verde global y reducir los efectos del cambio climático en el medio ambiente, pero esto puede ser extremadamente difícil de lograr. Gran parte de la atención se ha centrado en las operaciones de captura retroactiva de carbono, utilizando tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CAC).
     
    Muchos ambientalistas creen que el enfoque retroactivo no supone un cambio significativo y que las empresas de combustibles fósiles deben reducir sus tasas de producción, así como descarbonizar las operaciones en origen. En respuesta, empresas de todo el mundo están explorando el potencial de la energía nuclear para impulsar operaciones y reducir las emisiones creadas durante las actividades de producción y procesamiento. 
     
    Si bien existe una gran cantidad de problemas ambientales relacionados con la producción de combustibles fósiles, existe un potencial significativo para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas con las operaciones de petróleo y gas. La producción, el transporte y el procesamiento de petróleo y gas contribuyen alrededor del 15 por ciento de todas las emisiones de gases de efecto invernadero relacionadas con la energía en todo el mundo. El uso de petróleo y gas representa otro 40 por ciento de las emisiones. Si bien es extremadamente difícil reducir estas emisiones, el uso de fuentes de energía limpia para alimentar las instalaciones de petróleo y gas podría ayudar a las empresas a descarbonizar algunas de sus actividades. 
     
    En la actualidad, la mayoría de las empresas dependen de los combustibles fósiles para impulsar las operaciones upstream, como la extracción de gas y petróleo mediante perforación, bombeo y fracking. Muchas operaciones posteriores, como la refinación y el procesamiento, también utilizan combustibles fósiles. Aline des Cloizeaux, directora de la División de Energía Nuclear del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA),  afirmó : "La mayoría de las operaciones de petróleo y gas queman combustibles fósiles para producir la energía necesaria para sus operaciones upstream y downstream". Y añadió: “Para reducir las emisiones de carbono de estos procesos, lo ideal sería que la perforación, la licuefacción del gas natural y la refinación se electrificaran con fuentes bajas en carbono, como la energía nuclear”.
     
    La mayoría de las operaciones de petróleo y gas se llevan a cabo en ubicaciones remotas, lo que dificulta el funcionamiento de las actividades utilizando electricidad de la red. Sin embargo, existe un potencial significativo para utilizar microrreactores (MR) o pequeños reactores modulares (SMR) para suministrar energía al sitio. Si bien la producción de combustibles fósiles seguirá generando emisiones de carbono, el uso de la energía nuclear para alimentar las operaciones puede ayudar a reducir significativamente las emisiones operativas y prevenir el desperdicio. Si bien la industria MR y SMR está en su infancia, muchos gobiernos y empresas privadas están invirtiendo en la aceleración de esta tecnología, y se espera que la capacidad aumente significativamente para 2030. 
     
    Una empresa está dando el siguiente paso en el uso de la energía nuclear para alimentar operaciones de petróleo y gas al firmar un acuerdo para desarrollar la tecnología necesaria. Viaro Energy y Newcleo, un desarrollador de tecnología nuclear limpia, firmaron un memorando de entendimiento (MoU) para forjar una asociación estratégica para descarbonizar la infraestructura de petróleo y gas utilizando tecnología nuclear. 
     
    El MoU proporciona una estrategia para descarbonizar las operaciones de petróleo y gas de Viaro con la tecnología de reactor rápido refrigerado por plomo (LFR) de Newcleo. Newcleo espera que el equipo sea adecuado para una variedad de ubicaciones, ya que es compacto y fácilmente transportable. El LFR funcionará con combustible gastado reprocesado, producido a partir de reactores existentes, para reducir los desechos. 
     
    Stefano Buono, presidente y director ejecutivo de Newcleo,  afirmó : “Esta es una asociación apasionante y demuestra el potencial de la tecnología de Newcleo para apoyar la descarbonización industrial. La transición hacia el cero neto solo se logrará descarbonizando no solo los sectores de energía, transporte y calefacción, sino también las industrias pesadas que consumen mucha energía y son 'difíciles de reducir'”.
     
    “Nuestra tecnología significa que, por primera vez, los reactores nucleares proporcionarán energía descentralizada, de carga básica y baja en carbono a los clientes con mayor seguridad y protección del suministro. El enfoque pragmático y con visión de futuro de Viaro les ayudará a abrir un camino hacia operaciones con bajas emisiones de carbono en el sector del petróleo y el gas y estamos encantados de asociarnos con ellos y proporcionarles soluciones energéticas para hacer realidad sus objetivos”, añadió. 
     
    Se espera que el uso de la tecnología ayude a descarbonizar las operaciones de Viaro en el Mar del Norte, donde la empresa produce alrededor de  30.000 barriles de petróleo  al año. La empresa posee participaciones no explotadas en unos 30 activos extraterritoriales en el Reino Unido y los Países Bajos. Viajo también anunció que había invertido en Newcleo, aunque no dio más información. Este año, Newcleo, con sede en Londres, aspira a convertirse en una de las empresas emergentes con mayor financiación de Europa,  buscando recaudar 1.090 millones de dólares . 
     
    Mientras la industria del petróleo y el gas busca descarbonizar sus operaciones en línea con la creciente presión gubernamental y las mayores expectativas de los consumidores, la energía nuclear podría ser la respuesta. Si bien la mayor parte de la producción de combustibles fósiles se lleva a cabo en lugares remotos, lo que dificulta el uso de electricidad limpia de la red, existe un potencial significativo para el despliegue de MR y SMR en las operaciones de energía. Aunque la tecnología está en su infancia, una mayor inversión en ella por parte de las empresas de petróleo y gas podría garantizar que sean algunas de las primeras empresas en tener acceso a reactores nucleares innovadores a medida que se implementen. 
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com
  • ¿Qué hay detrás del aumento de la inversión en petróleo y gas del Mar del Norte?

    Se espera que las inversiones en la industria del petróleo y el gas de Noruega alcancen un récord de alrededor de 21 mil millones de dólares en 2023.
    Noruega y el Reino Unido han superado desafíos recientes y están en camino de lograr hitos importantes debido a aumentos notables en las inversiones, el éxito de la exploración y la producción. La producción sólida de petróleo y gas de la región también está proporcionando recursos indispensables para que Europa y el resto del mundo naveguen por la transición energética.
     
    Se espera que las inversiones en la industria del petróleo y el gas de Noruega alcancen un nivel récord de aproximadamente 225 mil millones de coronas noruegas (21 mil millones de dólares) en 2023. Esto se produce cuando en los últimos años se han aprobado varios proyectos clave, impulsados ​​por el régimen fiscal temporal del país, que fue introducido para incentivar el gasto en la plataforma continental noruega.
     
    “Con una tasa de crecimiento impresionante este año, se prevé que las inversiones totales en la industria noruega del petróleo y el gas superen el récord establecido en 2013, cuando las inversiones totales alcanzaron aproximadamente NOK 205 mil millones ($19 mil millones). Se espera que las inversiones en 2023 alcancen un nuevo máximo histórico, y este aumento significativo de la inversión marcaría un nuevo hito en el sector del petróleo y el gas en Noruega”, afirma Emil Varre Sandoy, vicepresidente de Upstream de Rystad Energy.
     
    Este aumento de la inversión es un avance positivo después de varios años de escasez en la industria y será particularmente bienvenido por el sector de servicios petroleros. Esta inversión en el sector es esencial para mantener una industria de servicios fuerte mientras se realiza una transición gradual hacia fuentes de energía alternativas.
     
    A pesar de una disminución de casi el 15%, desde un máximo de casi 4,6 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boepd) en 2004, la producción noruega de petróleo y gas aumentará nuevamente. Para 2025, la producción podría volver a alcanzar niveles máximos como resultado de un mayor enfoque en la producción de gas y nuevos proyectos en trámite. Estos volúmenes se producirán con una de las huellas de CO 2 más bajas del mundo y reducirán la dependencia de Europa de los hidrocarburos rusos.
     
    Las inversiones en petróleo y gas en el Reino Unido no se han recuperado de la misma manera que en Noruega. Se espera que las inversiones en 2023 sean alrededor de un 75% inferiores a las de 2013, cuando la inversión alcanzó un máximo de casi £18 mil millones ($22,7 mil millones). Sin embargo, con muchos avances en trámite, el próximo año podría ver el mayor número de proyectos sancionados en una década. Si bien en el Reino Unido se aprueban, en promedio, de tres a cinco proyectos cada año, en 2024 se podrían dar luz verde a hasta 14 nuevos campos de petróleo y gas.
     
    "Los tres proyectos más grandes son Rosebank, Cambo y Clair Fase 3. Si estos proyectos importantes se aprueban, 2024 podría marcar la actividad sancionadora más alta desde 2013, con alrededor de £9,5 mil millones ($12 mil millones) en inversiones futuras", dice Sonya Boodoo, Upstream. Analista senior en Rystad Energy.
     
    Pocas medidas de actividad son más cíclicas que la actividad de exploración. En 2014 se perforaron en Noruega 57 nuevos pozos de exploración de petróleo y gas. Solo dos años después, el recuento cayó a 27 cuando el precio del petróleo se desplomó en 2015 y 2016. La actividad aumentó en 2018 y 2019, antes de volver a caer en 2020 debido al Covid-19 y los bajos precios del petróleo.
     
    Este año, se espera que el número de pozos de exploración llegue a 35 y se prevé que aumente a 36 el próximo año. También ha sido un buen año para nuevos descubrimientos, con volúmenes similares a los del año pasado ya descubiertos, a pesar de que hasta la fecha solo se han completado alrededor de la mitad de los pozos planificados para 2023.
     
    Por Rystad Energía
     
  • ¿Qué pasará en Europa con el autoconsumo y las energías renovables?

    Al tiempo que E.ON la compañía eléctrica alemana insta a sus usuarios a auto consumir e implantará un sistema llamado SolarCoud que permite generar y ahorrar electricidad, otros países de Europa, como España, Polonia y República Checa siguen combatiendo el empleo de las energías renovables.”

    Autoconsumo ilimitado alemán E.ON propone a sus clientes de Alemania que bajo el sistema denominado SolarCloud, a partir de abril sean capaces no solo de generar electricidad de fuentes renovables en sus hogares, sino de almacenarla de forma virtual y emplearla cuando lo crean necesario. Esta propuesta es parte del plan del país germano orientado al empleo de energías renovables, con especial énfasis del autoconsumo de la solar. Planes a futuro permitirán a los alemanes compartir energía autogenerada con sus vecinos y amigos o recargar los vehículos eléctricos.

    Mientras tanto en otros lugares de Europa… España es uno de los estados miembros de la Unión Europea que ha dedicado a combatir las propuestas de autoconsumo de energía solar que hoy están contenidas en el paquete "Energía limpia para todos los europeos", para el periodo de 2021 hasta 2030. La administración española, que se opone ideológicamente a las energías renovables y ha intentado obstaculizar su progreso durante los últimos cinco años, podría tener que cambiar de rumbo si la propuesta de la mayoría de los partidos deroga el “Impuesto al Sol”.

    Otros Estados miembros que pueden oponerse a varios puntos del "Paquete de Invierno" orientados a las energías renovables incluyen a la República Checa y a Polonia, que dependen en gran medida del carbón nativo y posiblemente de los Países Bajos, que tiene grandes reservas de gas. Las propuestas del “paquete de invierno” para que las familias y las comunidades produzcan sus propias energías renovables, lo que Greenpeace denomina medidas para “ciudadanos energéticos” son uno de los puntos más fuertes del paquete legislativo de mil páginas.

    Sin embargo, se espera que las medidas resulten impopulares en algunas de las naciones europeas más dependientes del carbón, del gas natural o de la energía nuclear (como es el caso de Francia) y enfocadas en las utilidades. Serán una preocupación particular para el gobierno español porque su legislación energética no cubre actualmente el desarrollo de microgrids (redes inteligentes) y porque el partido de gobierno se opone al autoconsumo ante el temor de una pérdida de ingresos tributarios de los precios actuales de la electricidad.

     

    Tras el Brexit, es incierto cuál será el papel que desempeñará Gran Bretaña en cuanto a su intervención en el debate de estas medidas a futuro y dado que su gran aliado EEUU endureció su postura sobre las energías renovables, "sería mejor que no estuvieran en la mesa de negociaciones” opina Greenpeace; en cuanto a la posición de Francia, vaticinan que dependerá del resultado de las próximas elecciones.

     

    Fuente: ecoticias.comEnergías Renovables

     

  • ¿Qué pasaría si apagáramos la industria del carbón?

    Esta pregunta hizo parte de la presentación que realizó el presidente de Fenalcarbón, Carlos Andrés Cante, durante el foro 'El futuro de la minería en Colombia', organizado por la revista CAMBIO en días pasados. En su exposición presentó cifras del consumo y la producción a nivel mundial.

    Habló del rol del carbón en la historia, cómo fue determinante para la revolución industrial, para Alemania e Inglaterra durante la primera y segunda guerra mundial, y para la transformación de China, que actualmente produce y explota más del 50% del carbón a nivel mundial, lo cual le permitió en gran parte que se convirtiera en la fábrica del mundo.

    De acuerdo a las cifras de Fenalcarbón, el consumo de carbón en Colombia ronda entre las 450 mil y las 480 mil toneladas mensuales y cerca del 16 por ciento de la energía que se consume en el países producida por este importante energético.

    Resaltó la importancia que tiene esta industria del carbón y el coque en al menos nueve departamentos y setenta municipios del país; el gran aporte a las finanzas nacionales y territoriales; el impacto positivo de los encadenamientos productivos y los miles de empleos directos e indirectos que son generados.

    Así mismo afirmó que "si se apaga la industria del carbón en Colombia, al mundo seguramente no le pasará nada, pues las emisiones de gases de efecto invernadero de Colombia aportan menos del 1 por ciento del total a nivel global, mientras que a nosotros si nos va a significar una fractura importante en materia de cadenas productivas"

    Cante le recordó a los asistentes al evento y personas que siguieron la transmisión en vivo,  que los carbones son indispensables para la producción de acero, a partir del coque como derivado del carbón metalúrgico, mientras el carbón térmico funciona como una importante fuente de respaldo para la generación de energía. De igual manera, considera que los carbones pueden ayudar a financiar la transición energética y la diversificación productiva del país.

    Presidente de Fenalcarbón , Carlos Andrés Cante Foto: FenalcarbónPresidente de Fenalcarbón , Carlos Andrés Cante Foto: Fenalcarbón

    Así mismo resaltó que Colombia es el tercer exportador mundial de coque, base fundamental para la fabricación de acero, y que actualmente estamos exportando entre cuatro y cuatro millones y medio de toneladas anuales de carbón metalúrgico.

    El representante de la industria del carbón, manifestó que  "todos los ciudadanos debemos entender el impacto de lo que significa acabar de manera equivocada con la industria del carbón, acelerar la salida de los carbones nos afecta a todos, el país cuenta con 16.000 millones de toneladas de carbones en recursos y 8.000 millones de toneladas en reservas. Con la producción actual que tenemos y las condiciones de demanda global de los mercados tenemos que analizar cuál es la mejor posibilidad de competitividad de los carbones colombianos”.

    Aseveró igualmente que "el año 2023 fue el de mayor demanda de carbones en la historia del mundo, con una cifra cercana a los 8.500 millones de toneladas"

    Una Industria Democratizada

    De acuerdo con cifras oficiales el país cuenta con aproximadamente mil títulos o contratos mineros para carbón a lo largo y ancho del territorio nacional, con esta cifra Carlos Cante ratificó “esta es una industria democratizada pues del total de títulos mineros, cerca del 86 por ciento son pequeña y mediana minería, el 74 por ciento corresponde a personas naturales que han hecho parte de algún proceso de formalización en la tradición minera”.

    Detalló la importancia de los encadenamientos productivos y como otras industrias dependen de los carbones, por ejemplo: la generación termoeléctrica, la producción de cemento, ladrillos, cerámicas, entre otras actividades productivas planteó que si se apaga la industria del carbón, se apagarían inmediatamente pues tiene poca capacidad de competir con las tecnologías actuales de generación de energía.

    El carbón nos sigue salvando de apagones

    Al cerrar su intervención fue enfático al afirmar que, si hoy no existieran las térmicas a carbón en Colombia y bajo el actual fenómeno de estrés hídrico que se está viviendo y repetirá a través de los años, el país no tendría la garantía de entre 38 y 40 Gigavatios hora/día que garantizan la energía para las familias en el país.

    Desde su perspectiva, el país estaría sometido a 2 o 3 horas de racionamiento diario, si hoy Colombia no contara con la energía de las plantas térmicas a carbón y solamente  dependiéramos de las hidroeléctricas y de las energías renovables, como eólica y solar, pues no brindan garantía de abastecimiento permanente,.

    El líder gremial solicitó que en la conversación nacional se incluya un capítulo especifico de "transición energética de los carbones", pues nuestra matriz energética es muy limpia a partir de la energía hidroeléctrica y el carbón cumple un papel fundamental en respaldo y para garantizar la seguridad energética, ya que, si apagamos las térmicas, se apaga el país, se pierde inversión social, aportes económicos en los territorios, se pierde capacidad fiscal municipal, regional y nacional.

    Por: Paisminero.co

     

  • ¿Qué tan competitiva es la energía colombiana?

    En estos días, los cambios en las políticas guiadas a reducir el consumo de energía pueden ser la clave para aumentar la competitividad de las empresas.

    Energía competitiva en el país

    La forma en que la producción energética nacional está establecida resulta fundamental  en el marco del cambio climático que atraviesa el país. El fenómeno de El Niño que solía mostrarse cada 3 años, ahora se está presentando prácticamente de manera anual. Además, entre 2013 y 2014, los niveles de precipitaciones se han reducido el 22%, según Acolgen. 


    Esto representa un riesgo importante para la generación actual de electricidad. El país cuenta con una producción a 2015 de 15 500 MW (Megavatios) y se espera que para 2019 se haya ampliado hasta 18 000 MW. 



    Fuente Acolgen – Cálculos Dinero

    Está energía en la actualidad es producida de la siguiente manera: 70% de la generación de energía eléctrica en Colombia se hace a partir del agua, a través de las hidroeléctricas. El 29% de la producción, se genera gracias al gas natural por medio de las plantas termoeléctricas y el 1% restante a partir de otras fuentes (carbón, energía eólica, etc.)

    El país cuenta con 23 hidroeléctricas, (cinco de ellas en construcción), 11 termoeléctricas (una en construcción) y un parque eólico. 

    Según Ángela Montoya Holguín, presidenta ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen) “a pesar de que Colombia es un país con una alta dependencia hidroeléctrica tiene niveles de confiabilidad energética del 99,9%” es decir, que gracias a la canasta mixta de producción energética, cuando los niveles de los embalses o de lluvia son críticos, es prácticamente imposible que se produzcan apagones o racionamientos. 

    Esto hace a la energía más competitiva frente a otros países, en la medida que está prácticamente garantizado el flujo de energía tanto para los hogares como la industria “aún en épocas de bajas precipitaciones” afirma Bayron Triana Arias, director regulatorio y ambiental de Acolgen.

    El precio de la electricidad

    Para ser competitivo mantener un margen de costos bajo es una prioridad. En América Latina los costos de la energía eléctrica son bastante heterogéneos según el Global Energy Competitiveness Index. 


    Fuente Global Energy Competitiveness Index 2012 - Cálculos Dinero


    Colombia ocupa el quinto lugar entre las economías evaluadas por el índice en cuanto al costo de la energía eléctrica. A pesar de lo alto que puede parecer el precio en el país, “la comparación con otros países puede condicionar los resultados” explica Holguín. 

    “Países como Venezuela o Perú a pesar de no tener tan diversificada la producción, si la tienen subsidiada lo que les permite precios mucho más bajos”. La producción energética en Colombia no es subsidiada, sin embargo, es el tercer mayor contribuyente. 

    El precio de la energía suele aumentar cuando la producción de las hidroeléctricas es baja,“ya que las termoeléctricas entran a suplir la demanda pero el costo del gas es entre 3 y 4 veces mayor que al utilizar agua” explica Arias. 

    Sin embargo, el beneficio de diversificar aún más la producción cuando los proyectos en construcción se terminen, haría menos frecuentes los periodos de aumento de precio.

    Hacía un aumento de la competitividad

    A pesar de todo Ángela Holguín resalta que, “el trabajo debe ser por ambos lados, la industria también de optimizar su consumo y reducir costos”. Aún hay muchas empresas que deben reemplazar la maquinaria de hace 20 años que “puede consumir hasta 3 o 4 veces más energía que las actuales” agrega. De esta manera, los pequeños cambios pueden resultar en importantes ahorros mensuales para la empresa.

    Aun así, no son muchos los empresarios que se dan cuenta de que un cambio en la política energética podría reducir en una cantidad considerable el costo de sus facturas de energía.

    En un informe titulado Soluciones Climáticas, el Fondo Mundial para la Naturaleza (FMN)dejo ver de que el mundo podría reducir su consumo energético en un 40% en 2050 con sólo mejorar la eficiencia energética y la conservación de la energía, beneficiando especialmente a las empresas.

    El caso de Javier Sancho, (ilustrado en el informe), gerente de banca corporativa con BAC Credomatic en Costa Rica, puede dar un ejemplo de los beneficios de mejores políticas de administración energética.

    Después de los costos de recursos humanos, el gasto más grande de BAC Credomatic es de electricidad, principalmente para la iluminación y el aire acondicionado. Gracias a una auditoría energética realizada por el FMN se recomendó que las luces regulares se sustituyan con LED, lo que reduciría la factura eléctrica en un 40%.

    Fuente; Dinero.com

     

  • ¿Quién tiene espacio para las renovables?

    No hay duda de que para los parques solares y eólicos se requieren grandes terrenos, pero a nivel global hay espacio de sobra.No hay duda de que para los parques solares y eólicos se requieren grandes terrenos, pero a nivel global hay espacio de sobra.Este verano, una subasta de energía eléctrica en Chile atrajo propuestas exitosas de generadores eólicos dispuestos a proporcionar electricidad a $us 0,04 por kilovatio hora y generadoras solares a $us 0,03 por kwh, superando fácilmente a sus competidores del ámbito de los combustibles fósiles.
     
    Su éxito refleja las grandes reducciones de costes que han ocurrido a lo largo de los últimos seis años, en que han bajado en cerca de un 70% y un 30%, para la energía solar y eólica, respectivamente. Es inevitable que lo sigan haciendo.
     
    Por supuesto, no siempre el sol brilla ni el viento sopla, pero es cada vez más factible solucionar los problemas de intermitencia, a medida que bajan los costes de las baterías y otros sistemas de almacenamiento de energía, y los medidores y otros sistemas de control inteligente permiten cambiar la regulación de parte de la demanda. Hoy tenemos la certeza de que en unos 20 años, muchos países podrán obtener la mayor parte de su electricidad de fuentes renovables a un precio asequible.
     
    No hay duda de que para los parques solares y eólicos se requieren grandes terrenos, pero a nivel global hay espacio de sobra.
     
    La energía solar que llega a la Tierra equivale a más de 5.000 veces el consumo humano actual. Es probable que la demanda se duplique si la población mundial crece (como sugieren las proyecciones de la ONU) de los 7,2 mil millones actuales a los 11 mil millones de habitantes para el año 2100, y todas estas personas logran estándares de vida que hoy sólo se disfrutan en las economías desarrolladas. Y los paneles solares actuales pueden convertir en electricidad sólo cerca de un 20% de la energía solar (aunque es una proporción que aumentará con el tiempo). Pero incluso si se toman en cuenta estos factores, las estimaciones de espacio necesario para que la energía solar alimente al mundo entero son razonablemente bajas, entre un 0,5 y un 1% del área terrestre mundial.
     
    Sin embargo, los retos varían mucho según el país, reflejando las enormes diferencias de densidad poblacional. Chile tiene 24 habitantes por kilómetro cuadrado, Estados Unidos 35 e India 441 (cifra que probablemente llegue a los 570 para 2050), mientras que Bangladesh ya ha superado los 1.200. En la actualidad, la población de Uganda es de 195 habitantes por kilómetro cuadrado, pero podría llegar a cerca de 1.000 en 2100. El nivel de China se mantendrá estable, un moderado 145 por kilómetro cuadrado, en que las regiones costeras densamente pobladas se compensarán con las grandes extensiones de desierto y montañas al oeste.
     
    Los terrenos que se destinen a la generación eólica no afectan la agricultura, porque entre las turbinas es posible sembrar cultivos y pueden pastar los animales. Pero la mayor densidad poblacional hace más difícil y costoso depender de las renovables únicamente. Si Corea del Sur, con una densidad de población de 517, intentara satisfacer todas sus necesidades energéticas con energía eólica, tendría que cubrir la totalidad de su territorio con parques eólicos.
     
    Y en países lo suficientemente ricos como para preocuparse de la belleza paisajística, una mayor densidad poblacional encarecería las energías limpias. En el Reino Unido, donde la densidad poblacional general es de 267 por kilómetro cuadrado (pero 413 en Inglaterra), el actual Gobierno se opone a instalar nuevos parques eólicos costeros debido a su impacto  estético adverso. Como resultado, el país tendrá que depender enteramente de la electricidad nuclear y eólica terrestre para desarrollar una economía con bajo consumo de carbono, lo que añadiría entre 2 y 3 céntimos por kilovatio hora al coste de la electricidad.
     
    Sin embargo, los mayores desafíos serán algunos que ya enfrentan ciertas economías emergentes y que varios países africanos deberán afrontar en el futuro. India y Bangladesh, con densidades poblacionales de 8 y 22 veces el promedio global, tendrían que destinar respectivamente un 4% y más de un 10% de su territorio a parques solares para satisfacer la totalidad de sus necesidades energéticas.
     
    Más aún, en la India (a diferencia de Chile o Estados Unidos) la competencia entre usos alternativos de la tierra ya es intensa en ciertas áreas. Por ejemplo, su ambición de desarrollar un gran sector manufacturero a veces se ha visto obstaculizada por disputas contenciosas y hasta violentas sobre la asignación de las tierras. En algunas partes del país, como el desierto de Rajastán, será posible el desarrollo de instalaciones solares de gran tamaño; en otras áreas la disponibilidad de terrenos podría limitar su factibilidad. Y si bien en las áreas urbanas se pueden y deben instalar paneles solares, por ejemplo en los techos, los costes serán más altos que en los países donde haya terrenos de más fácil disposición.
     
    De hecho, algunos de los países con mayor densidad poblacional se enfrentan a una doble desventaja: a menudo son los más expuestos a los efectos adversos del cambio climático, y puede resultarles más difícil desarrollar economías con bajo consumo de carbono. A la inversa, algunos países que ya son ricos y tienen densidades poblacionales menores (Estados Unidos, Australia, Chile) cuentan con suficiente espacio para construir sistemas energéticos de bajo carbono a muy bajo coste y con consecuencias insignificantes para la disponibilidad de tierras agrícolas o la estética del paisaje.
     
    Todo esto puede tener implicaciones importantes para el comercio global. La revolución del gas de esquisto ya ha aumentado la perspectiva de que la manufactura con alto uso de energía pueda volver a Estados Unidos y, a medida que la automatización vaya quitando importancia a las diferencias en los costes laborales, las energías renovables de bajo coste puedan impulsar aún más la “repatriación de las actividades”. Pero eso complicaría más aún la capacidad de las economías emergentes de generar empleo suficiente para sus poblaciones en rápido crecimiento.
     
    Los grandes avances en electricidad renovable son enormemente positivos, pero sus beneficios se pueden aprovechar en los países desarrollados y relativamente menos poblados. Para hacer posible que los países menos dotados desarrollen con éxito economías con bajo consumo de carbono serán necesarias muchas otras tecnologías y políticas bien diseñadas, tanto internas como exteriores.
     
    Por: ADAIR TURNER
    LosTiempos
  • ¿Riesgo de racionamiento de energía eléctrica en el país?

    El fenómeno de ‘El Niño’ amenaza con golpear con más fuerza a principios de 2016, pero las plantas térmicas dudan que puedan resistir hasta esa fecha con los precios actuales de la energía.
     
    El fantasma del racionamiento que azotó al país a principios de los noventa vuelve a asomarse en Colombia.
     
    Aunque el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Minas y Energía, ha descartado de plano que este escenario pueda darse, ya algunas empresas de generación térmica han encendido sus alertas.
     
    El mercado eléctrico del país no es el mismo que el de hace 20 años cuando ocurrió el famoso y temido apagón. Como explica el gerente general de Derivex, Rodrigo Castellanos Flórez, el riesgo hoy en día no es la solidez de las plantas, pues estas están listas para generar, es un tema financiero.
     
    Empresas como Termoemcali, que tiene una capacidad de 233 megavatios, han asegurado que de mantenerse el actual precio de escasez de la energía de 302 pesos por kilovatio hora por tres meses más, quebraría. Esto porque el costo de generación con líquidos y gas es de más de mil pesos por kilovatio hora y la caja de la compañía no resiste producir dando pérdidas por tanto tiempo.
     
    En una situación similar están otras firmas del sector, cuya sostenibilidad es fundamental para que el país pueda resistir el embate más duro del fenómeno de El Niño, que se espera que sea durante el primer trimestre del próximo año.
     
    En condiciones normales en el país la generación de las plantas térmicas es de menos del 30 por ciento. Sin embargo, con una temporada de sequía en ciernes estas aumentan su participación y en estas semanas han elevado su cuota por encima del 40 por ciento.
     
    El país demanda entre 185 y 195 gigavatios día, y las térmicas están aportando cerca de 81 gigavatios. Si todas se encienden y generan a toda capacidad, pueden producir 105 gigavatios día.
     
    El 29 por ciento de esa capacidad es generada con líquidos, que son las empresas que están más presionadas por sus altos costos de producción. El 47 por ciento de esa oferta es de generación con gas natural, donde también hay problemas con la carestía y la escasez del recurso.
     
    Así las cosas, si bien las plantas pueden producir técnicamente, el riesgo es que no tengan dinero para hacerlo. Por eso en el sector ya se habla de la necesidad de una intervención en el mercado.
     
    “Hay que evaluar, por lo menos, el precio de escasez que está fijado con un combustible relacionado con el WTI, y las plantas compran el diésel en Colombia a unas tarifas más altas que la referencia”, señaló una fuente del sector que pidió no ser identificada.
     
    ALGUNAS ALTERNATIVAS
     
    Parte del problema de las plantas térmicas hoy es que deben comprar el diésel importado con un precio del dólar alto. Pero a partir de noviembre el país tendrá mayor disponibilidad de este combustible gracias a la puesta en marcha de Reficar modernizada, que producirá 75.000 barriles por día de diésel, o un poco más.
     
    Esta producción, dice Ecopetrol les permitirá incluso tener excedentes de oferta, y podría facilitar en cierta medida la operación de las térmicas.
     
    Por otro lado, si la petrolera reactiva un proyecto para aumentar la capacidad de la planta de Gibraltar, que aumentaría su capacidad de 30 millones a 80 millones de pies cúbicos también será posible mejorar la oferta de gas.
     
    El Gobierno también confía en que a principios del próximo año se incremente la oferta de gas, por cuenta de las exportaciones de Venezuela hacia Colombia, un compromiso que no se vería afectado con la crisis diplomática de la frontera.
     
    Igualmente, en el sector se comenta que se necesitan medidas de intervención el mercado para que se le reconozcan a las plantas los mayores costos, y esto podría incidir en la tarifa a los usuarios.
     
    Hasta el momento, todo es especulación. Hay propuestas pero no ha habido una reunión formal entre gremios y Gobierno para hacer estos planteamientos.
     
    El tema amerita una amplia discusión, porque el país viene pagando anualmente cerca de mil millones de dólares por un cargo por confiabilidad para garantizar que en momentos de escasez las plantas entren a operar.
     
    Voces autorizadas del sector consideran que no sería justo que en épocas de crisis a los usuarios les corresponda pagar de más, cuando ya han venido invirtiendo en una especie de “seguro” por la energía.
     
    Pero más crítico aún sería que el fantasma sea resucitado por El Niño. El debate está servido.
     
    EL AHORRO DE ENERGÍA SERÁ DETERMINANTE
     
    Autoridades y gremios coinciden en que algo que puede ayudar a mejorar las perspectivas energéticas del país es hacer un gasto eficiente de la energía. Ahorrar en el uso de esta materia prima alivia presión a la generación, en momentos en que las hidroeléctricas están cuidando sus embalses para evitar quedarse sin agua, y las plantas térmicas no pueden operar a los precios actuales.
     
    “Es conveniente que se activen todas las medidas para un uso razonable de la energía, todos los usuarios deben hacer su aporte”, dijo José Camilo Manzur, director Ejecutivo de Asocodis, gremio de los comercializadores de energía.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ¿Se acerca el fin de las grandes hidroeléctricas?

    Los problemas con las comunidades, las licencias y la lejanía de las zonas con potencial de los centros urbanos obstaculizan a los nuevos embalses de generación.

    El desarrollo de grandes embalses de generación eléctrica en el país, podría ser una actividad en vía de extinción.
    Pese al potencial natural que tiene el país para el desarrollo de este tipo de proyectos, cada vez es más difícil en Colombia avanzar en la construcción de un proyecto hidroeléctrico de gran magnitud.

    Prueba de ello es que de las iniciativas de generación, de este tipo, que están en construcción en este momento ninguna está completamente al día. Y dos de los más grandes (Quimbo e Hidroituango) llevan más de un 29 por ciento de retraso, con respecto al cronograma.

    “A corto o mediano plazo vemos tal vez 5 o 6 (proyectos hidroeléctricos nuevos) pero falta ver si los inversionistas detrás de ellos logran madurarlos. A muy largo plazo uno sí ve que la composición va a cambiar”, explica el subdirector de energía de la Unidad de Planeación Minero-Energética, Upme, Alberto Rodríguez.

    El diagnóstico de esta entidad, encargada de planear el futuro de la energía del país es claro. La construcción de proyectos grandes de generación se ve frenada por demoras en las licencias ambientales, oposición de las comunidades cercanas a los proyectos, que incluso han frenado obras como Porce IV, una hidroeléctrica de 400 megavatios de generación que debía construir Empresas Públicas de Medellín.

    Otra razón, tiene que ver con la distancia entre zonas con mayor potencial para desarrollar estos proyectos y los centros urbanos, lo que implica una mayor inversión en las líneas de transmisión que no siempre hacen viable estas iniciativas.

    La industria comparte parcialmente el diagnóstico de la Upme. De acuerdo con Ángela Montoya, presidente ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, Acolgen, si el Gobierno Nacional no le busca una solución definitiva a estos cuellos de botella va a dificultarse más la gestión de estos proyectos.

    “Evidentemente, va a haber más proyectos filo de agua (que no requieren embalses) y embalses pequeños, se verá una expansión a ese nivel (...) Pero sí veo una necesidad de que el Gobierno acompañe paso a paso estos proyectos necesarios para la nación”, explicó Montoya.

    Para el vicepresidente Generación Energía de EPM, Carlos Alberto Solano Bonnett, en efecto, el problema no es de recursos naturales porque el país tiene un alto potencial para desarrollar proyectos de generación hidroeléctrica.

    “Conseguir la viabilidad de este tipo de proyectos es cada vez más difícil (...) Es esta realidad la que obliga a cambiar la estrategia para abordar el diseño, planeación, construcción y operación de los proyectos”, explicó el ejecutivo.

    En parte, la designación de grandes proyectos como Quimbo e Ituango entre los Proyectos de Interés Nacional Estratégico, ha contribuido a destrabar algunos procesos.

    De todas formas, a corto plazo la generación hídrica seguirá ocupando un importante rol en el desarrollo energético del país. En las últimas subastas de la Creg 69 por ciento de los proyectos ganadores son de generación eléctrica.

    En los pronósticos de la Upme, también cuentan con el desarrollo de las energías renovables, estas fuentes podrán ganar más participación en la canasta energética nacional: “En nuestro registro de proyectos, en donde miramos qué intenciones hay, encontramos más bien pequeñas hidroeléctricas y algo de térmica. También hay alternativas que tienen componente eólico, e incluso estamos modelando hasta 400 o 500 megavatios en La Guajira”, explicó Alberto Rodríguez, de la Upme. Pero, para que estos nuevos desarrollos en realidad influyan en el porcentaje de aportes de la energía hidráulica al sistema, aún deberán pasar varios años.

    En Colombia, más de dos tercios de la energía que se produce proviene de fuentes hídricas.

    Fuente: Portafolio.co /

    {backbutton}

  • ¿Tumbar árboles para salvar el mundo?

    Con la tecnología actual, resulta casi imposible impulsar automóviles, camiones, barcos y aviones jet con energía generada del viento o el mar.

    ¿Requiere el combate al cambio climático de la quema de bosques y cosechas del mundo para obtener combustible?
    Ciertamente así parece, a juzgar por los agresivos mandatos que gobiernos a lo largo del mundo han fijado para incorporar la bioenergía a sus combustibles de transportación, con la esperanza de limitar la abrumadora dependencia del mundo a la gasolina y diesel para desplazar personas y bienes.

    Si bien los biocombustibles representan apenas 2.5 por ciento actualmente, la Unión Europea prevé que la energía renovable - en su mayoría biocombustibles - represente 10 por ciento de su combustible para transportación para 2020. En Estados Unidos, el objetivo del biocombustible ronda cerca de 12 por ciento para comienzos de la próxima década. La Agencia Internacional de Energía Atómica imagina el uso de biocombustibles para abastecer casi 27 por ciento de las necesidades de transportación del mundo para mediados del siglo.

    Las razones de ese tipo de ambiciones son claras: Con la tecnología actual, resulta casi imposible impulsar automóviles, camiones, barcos y aviones jet con energía generada del viento o el mar.

    Lo que es más, la bioenergía está siendo llamada para hacer electricidad. En noviembre, funcionarios de la Dependencia de Protección Ambiental de EU (EPA) emitieron un memo de política que fue interpretado ampliamente como si fomentara el cultivo de bosques para producir energía al tratarla como una fuente exenta de carbono.

    Sin embargo, hay un gran problema con esta estrategia. Un economista diría que pasa por alto los “costos de oportunidad” de desplegar vegetación como una fuente de energía. Otros lo llaman doble conteo.

    “Dedicar tierra a la bioenergía siempre tiene un costo porque esa tierra no puede producir plantas para otros fines”, destacó Timothy Searchinger, investigador en Princeton y el Instituto de Recursos Mundiales que fue coautor de un informe reciente, en el cual se pide una reducción de cultivos dedicados a biocombustibles.

    En pocas palabras, dijo Searchinger, la energía de bosques y campos, de hecho, no está exenta de carbono.

    El argumento por un decisivo despliegue de bioenergía da por hecho que es neutral en términos de carbono porque las plantas recuperan CO2 del aire cuando crecen, compensando el carbono emitido por haberlas quemado como combustible. Sin embargo, apartar un campo de maíz o bosque para producir energía requiere que éste no se use para producir comida o, lo que reviste la misma importancia, para almacenar carbono.

    “Quemar biomasa en vez de combustibles fósiles no reduce el carbono emitido por plantas generadoras de electricidad”, escribió un grupo de 78 científicos al comienzo de la semana a Gina McCarthy, la directora de la EPA, advirtiendo en contra de la nueva política para plantas de energía. “La quema de biomasa, como árboles, que de lo contrario seguirían absorbiendo y almacenando carbono, llega a expensas de un menor almacenamiento de carbono”.

    Si los detractores están en lo correcto, la cacería de biomasa en gran escala pudiera modificar vastamente el uso de la tierra del mundo, el abasto de alimento y ecosistemas, al tiempo que haría poco por prevenir el cambio climático.

    Hasta ahora, el argumento por la cautela ha caído en su mayoría en oídos sordos. La razón es que los legisladores ven pocas opciones.
    El año pasado, el Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático presentó su evaluación más reciente de la comprensión colectiva de científicos de cómo desacelerar el paso del calentamiento global. Plagada de las incertidumbres usuales de la ciencia, parecía bastante segura de un aspecto: Hacerlo sin biocombustibles sería mucho más difícil.

    Si no hay un gran aumento en las provisiones de bioenergía, informaba el análisis del panel sobre cambio climático, costaría alrededor de dos tercios más, en promedio, prevenir que la temperatura de la tierra suba más de dos grados Celsius por arriba de niveles preindustriales, por lo general considerados el punto crítico para la agitación climática.

    La disponibilidad de biocombustibles marca una diferencia mayor en el precio final, concluyó el panel, que si la generación de electricidad puede ser dirigida exitosamente hacia el sol y el viento. Solamente la tecnología de captura y almacenamiento de carbono reviste mayor importancia.

    En la mayoría de los modelos de cambio climático del panel que llevan las temperaturas de vuelta por debajo del tope de 2 grados para finales del siglo, se asume que los biocombustibles producen alrededor de 250 a 350 exajoules de energía al año.

    Para darle contexto a esto, 300 exajoules equivale a más de la mitad del consumo mundial de energía actualmente. En estos tiempos, el contenido energético de toda la biomasa cosechada para extraer comida, forraje y todo lo demás equivale a alrededor de 220 exajoules.

    La pregunta es: ¿de dónde provendrá la tierra para producir toda esta vegetación adicional?
    Como notaba un compromiso de la Dependencia Ambiental de Europa, a fin de reducir la cantidad de CO2 en el aire, la producción de bioenergía “debe incrementar la cantidad total de crecimiento de plantas, haciendo que más plantas estén disponibles para uso de energía al tiempo que se conserven otros beneficios”.

    André Faaij, experto en sistemas de energía en la Universidad de Gronigen en Países Bajos y autor de muchas evaluaciones importantes empleadas por el panel sobre el potencial de la bioenergía, argumenta que definitivamente es factible.

    El mundo podría alimentar a 35,000 millones de personas (la población actual de la tierra es 7,000 millones), si tan solo la productividad de la agricultura y la ganadería en el mundo en desarrollo fuera llevada hasta estándares de país industrializado, dijo.

    “Mozambique podría alimentar a toda África si solamente aumentara su productividad para que igualara la de Países Bajos”.

    Eso podría liberar mucha tierra. El despliegue de solo 10 por ciento de las 5,000 millones de hectáreas del mundo que se usan para cosechas y pasturas actualmente para el cultivo de biocombustibles pudiera generar de 100 a 150 exajoules para finales del siglo. Se podrían tener otros 60 a 70 a partir de la plantación de biocombustibles en tierra actualmente degradada. El resto pudiera venir de un mejor cultivo de bosques y el uso de desechos orgánicos.

    En un artículo reciente, Faaij y colegas calcularon que sería técnicamente posible obtener alrededor de 100 exajoules para 2050 a partir de lo que llaman “crecimiento forestal excedente”, lo cual se refiere a los fragmentos del bosque que no están protegidos ni son explotados ya por su madera, así como desecho de madera. Este tipo cálculo molesta a Searchinger.

    “El crecimiento forestal excedente”, dijo, ya está retirando CO2 del aire. Cosecharlo para energía no proporcionará beneficio ulterior alguno para el cambio climático. Lo mismo podría decirse de tierra agrícola que está ociosa, donde el bosque normalmente empieza a crecer de nuevo al poco tiempo, capturando carbono del aire.

    Es probable que haya un papel limitado para biocombustibles derivados de productos residuales. Sin embargo, la fuerza irrefrenable de los biocombustibles - la cual ha ayudado a reunir el apoyo de los denominados agronegocios en la batalla en contra del cambio climático - pudiera terminar haciendo más daño que bien.

    Estados Unidos solía depender mucho de la bioenergía para el transporte: hace 100 años, decenas de millones hectáreas fueron dedicadas al cultivo de alimento para animales de manada. Desde esos tiempos, buena parte de esta tierra ha regresado a ser bosque. Talarla de nuevo por combustible no es la mejor idea.



    Fuente: Elespectador.com / Eduardo Porter, NY Times

  • ¿Y si te pagaran por consumir electricidad? En Alemania pasó el domingo (y gracias a las renovables)

    El 8 de mayo a la 1 de la tarde Alemania alcanzó un nuevo récord en generación de energía renovable: las renovables (solar, eólica, hidraúlica y biomasa) suministraban 55 GW de los 63 GW que consume. Esto hizo que los precios de la electricidad fueran negativos durante unas horas.
     
    Es decir: aunque los usuarios finales no lo notarán en su factura final, los productores estuvieron horas pagando para que consumieran su electricidad. Si este es el futuro de la energía, que me pongan dos.
     
    ¿Energía gratis? ¿Cómo es posible?
     
    El año pasado pasó algo similar en Australia y os explicamos en detalle cómo la estructura del mercado eléctrico permitía este fenómeno. Y es que aunque parece algo difícil de concebir, es algo que ocurre más a menudo de lo que parece.
     
    En nuestro sistema el precio de mayorista de la energía se establece mediante un gran mercado donde los productores (centrales y plantes de todo tipo) van a vender y los comercializadores (las empresas que nos proveen a nosotros de electricidad). Las centrales nucleares y las renovables entran en el pool a precio cero. Fundamentalmente porque sus costes están amortizados, no se puede acumular la energía y pararlas es complicado. Después, y hasta cubrir la demanda, entran energías 'más caras' como el carbón o el gas. El último megavatio hora necesario es el que determina el precio de todos: si cuesta 50 euros todos los productores recibirán 50 euros por MWH.
     
    Así, cuando las renovables y la nuclear son capaces de saciar la demanda, el precio del último kW es cero. Es más, hay momentos en que el precio es negativo sencillamente porque a las centrales les sale más barato pagar para que la gente consuma su electricidad que apagar y volver a encender los equipos. Esto suele ocurrir por la noches, porque la demanda baja mucho; pero últimamente está ocurriendo cada vez más a plena luz del día.
     
    Luces y sombras
     
     
    En Alemania la situación fue más espectacular porque, si bien era domingo, la bajada de precios ha dependido sólo y exclusivamente de las renovables. El año pasado, según la consultora Agora Energiewende, la suma de renovables cubrió un 33% de la demanda total alemana y este año, con la entrada de varios campos eólicos de gran capacidad, el porcentaje subirá.
     
    No obstante, no todo son buenas noticias. Los críticos están usando este hecho para argumentar que los picos diarios hacen difícil que una economía industrial moderna pueda mantenerse solo con renovables. Y aunque el caso danés lo cuestiona, es cierto que ha quedado demostrado que el sistema aún es demasiado rígido. Si Alemania planea llegar al 100% de renovables en 2050 como ha dicho, debe ponerse las pilas. Y el resto de nosotros también.
     
    Fuente: Xataca
     
  • ' Construir un hub energético con Colombia y Ecuador es una gran oportunidad para el Perú '

    El ex viceministro de Energía, Pedro Gamio, aseguró que, frente al bajo crecimiento económico del país, la promoción y construcción de un hub energético con Colombia y Ecuador se convierte en una gran oportunidad para el Perú, debido al gran potencial de energías renovables.
     
    "Si trabajáramos conjuntamente con Colombia y Ecuador garantizaríamos energía limpia con costos competitivos a Centroamérica, a partir de Panamá, y a Chile. Los inversionistas ven ese planteamiento con mucho interés porque no es solo exportar gas natural sino es la oportunidad de cambiar el déficit que el Perú tiene de infraestructura", aseveró.
     
    El experto agregó que con esta iniciativa se garantizaría el crecimiento de la oferta eléctrica y la exportación de energías renovables. Asimismo, destacó que de aprovechar esta oportunidad le permitiría al Perú electrificar el transporte. "Si electrificamos nuestro transporte sería más respetuoso con el medio ambiente, por menores emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), y con las personas, por menores tiempos", afirmó.
     
    En ese sentido, Gamio señaló que el problema de fondo es el chatarreo. Y es que, según explicó, hay que considerar que el Perú tiene dos millones 200 mil vehículos, de los cuales un gran porcentaje son muy antiguos, ineficientes, contaminantes y generadores del caos.
     
    "El chatarreo es una inversión grande para modernizar el transporte, reducir las emisiones de GEI y disminuir el presupuesto de salud pública", acotó el ex viceministro de Energía.
     
    Fuente: eleconomista.pe
  • ' Estamos concentrados en las soluciones para mantener iluminado al país ': Tomás González

    Así lo dijo el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada en rueda de prensa en Palacio de Nariño, quien además resaltó las medidas que ha tomado la cartera minero energética para proteger a los colombianos y garantizarles abastecimiento de energía eléctrica “El Gobierno ha tomado acciones oportunas para evitar que este Fenómeno de El Niño tan drástico genere problemas para el país (…) Este partido aún está en juego y debemos hacer todo para ganarlo”, resaltó.
     
    Sobre los daños en las centrales eléctricas de Guatapé y Termoflores el jefe de la cartera minero energética resaltó que se está trabajando con las empresas EPM y Celsia para acelerar la reparación, y afirmó: “Estos incidentes no estaban en las cuentas de nadie; perdimos a dos de nuestros mejores jugadores cuando nos acercamos a la final y ahora estamos haciendo lo que esté a nuestro alcance para superar la situación”
     
    Ante esta situación el Gobierno Nacional ha reaccionado utilizando las reservas de generación térmica e hídrica que se habían generado gracias a las medidas tomadas el año pasado; importando energía de Ecuador y diseñando un programa de ahorro voluntario que se trabaja con la Comisión de Regulación de Energía y Gas- CREG.
     
    En este momento, con los análisis y los modelos de XM, gestor del mercado eléctrico y fuente oficial de información, no se prevé que en las condiciones actuales se tenga contemplado racionamiento de energía por causa fenómeno de El Niño.
     
    “El país puede estar seguro de que si las condiciones del sistema eléctrico cambian, seremos los primeros en anunciarlo a los colombianos”, subrayó el Ministro.
     
    Estamos en el segundo tiempo del partido y el ahorro es nuestro mejor aliado
     
    El Ministro resaltó la importancia del ahorro “Dependemos del ahorro de cada uno de los colombianos. La mejor manera de garantizar que no vayamos a tener problemas en el suministro de energía es ser muy conscientes en el ahorro, evitar los desperdicios, y seguir todos los consejos que se han dado desde el Ministerio y desde el Gobierno de cómo podemos reducir el consumo”, concluyó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada.
     
    En este momento, con los análisis y los modelos de XM, gestor del mercado eléctrico y fuente oficial de información, no se prevé que en las condiciones actuales se tenga contemplado racionamiento de energía por causa fenómeno de El Niño
     
     
     
    Así lo dijo el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada en rueda de prensa en Palacio de Nariño, quien además resaltó las medidas que ha tomado la cartera minero energética para proteger a los colombianos y garantizarles abastecimiento de energía eléctrica “El Gobierno ha tomado acciones oportunas para evitar que este Fenómeno de El Niño tan drástico genere problemas para el país (…) Este partido aún está en juego y debemos hacer todo para ganarlo”, resaltó.
     
    Sobre los daños en las centrales eléctricas de Guatapé y Termoflores el jefe de la cartera minero energética resaltó que se está trabajando con las empresas EPM y Celsia para acelerar la reparación, y afirmó: “Estos incidentes no estaban en las cuentas de nadie; perdimos a dos de nuestros mejores jugadores cuando nos acercamos a la final y ahora estamos haciendo lo que esté a nuestro alcance para superar la situación”
     
    Ante esta situación el Gobierno Nacional ha reaccionado utilizando las reservas de generación térmica e hídrica que se habían generado gracias a las medidas tomadas el año pasado; importando energía de Ecuador y diseñando un programa de ahorro voluntario que se trabaja con la Comisión de Regulación de Energía y Gas- CREG.
     
    En este momento, con los análisis y los modelos de XM, gestor del mercado eléctrico y fuente oficial de información, no se prevé que en las condiciones actuales se tenga contemplado racionamiento de energía por causa fenómeno de El Niño.
     
    “El país puede estar seguro de que si las condiciones del sistema eléctrico cambian, seremos los primeros en anunciarlo a los colombianos”, subrayó el Ministro.
     
    Estamos en el segundo tiempo del partido y el ahorro es nuestro mejor aliado
     
    El Ministro resaltó la importancia del ahorro “Dependemos del ahorro de cada uno de los colombianos. La mejor manera de garantizar que no vayamos a tener problemas en el suministro de energía es ser muy conscientes en el ahorro, evitar los desperdicios, y seguir todos los consejos que se han dado desde el Ministerio y desde el Gobierno de cómo podemos reducir el consumo”, concluyó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada
     
     
  • 'Colombia Avanza en eficiencia energética': Viceministro

    Carlos Erazo : viceministro de energíaCarlos Erazo : viceministro de energíaAsí lo dijo el Viceministro de Energía, Carlos Fernando Eraso, en la instalación del Seminario de Eficiencia Energética, evento organizado por el Ministerio de Minas y Energía, la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco), la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y la Financiera de Desarrollo Territorial (Findeter), realizado en el hotel AR Radisson en Bogotá. 
     
    “En 2015 trabajamos con una firma de consultoría que nos entregó un informe sobre lo que podríamos hacer hacia adelante. Tomamos esta información como insumo para formular una política pública, contenida en decretos cuyos borradores vamos a publicar esta semana para consulta. Queremos mejorar estos borradores de la mano de la industria y de los consumidores. Estos borradores surgen del trabajo conjunto entre el Ministerio de Minas y Energía y la UPME”, afirmó el Viceministro Eraso.
     
    Con estos lineamientos generales se espera impulsar un mercado de eficiencia energética a partir del fortalecimiento de la institucionalidad, la fijación de medidas de corto y mediano plazo, sobre la base de una mejora en la información con relación al consumo y uso de la energía en el país. Igualmente, se apoya en el marco normativo hasta ahora desarrollado – Ley 697 de 2001 y Ley 1715 de 2014 - para fomentar la implementación de sistemas de gestión integral de la energía y coordinar los mecanismos de financiación para programas, planes y proyectos de eficiencia energética.
     
    Además, el Viceministro de Energía recalcó que “cuando uno piensa en eficiencia energética puede identificar beneficios directos, como un menor costo por el pago de la energía y la posibilidad de incrementar la productividad. Se trata de hacer más con un menor consumo de energía. Esto tiene un impacto positivo en la competitividad y el medio ambiente, que cuando se cuantifica dejar ver que es un buen negocio”, y sobre el positivo impacto que traería para el desarrollo económico y empresarial del país indicó “(…) todo esto puede contribuir, por ejemplo, a que productos colombianos se posicionen en mercados internacionales con precios que los hagan más atractivos”.
     
    El anuncio de la política pública de eficiencia energética fue hecho en el marco del Seminario que premiará a las empresas y entidades públicas que hoy en día han avanzado en la adopción de medidas y registran a la fecha avances y logros en esta materia.
     
    Premio a la Eficiencia Energética
     
    El viernes 22 de abril, al cierre del Seminario se realizará un reconocimiento a las organizaciones más comprometidas y que han logrado demostrar los beneficios de la eficiencia energética en materia económica, social y ambiental. 
     
    Las categorías premiadas serán:
     
    1.    Empresas de servicios públicos y tecnologías de la información y las comunicaciones.
     
    2.    Industria, comercio y servicios
     
    3.    Entidades públicas y entes territoriales
     
    4.    Academia
     
    5.   ONG, centros de investigación, y empresas de consultoría y servicios energéticos
     
    MME- paisminero.co
  • 'Colombia podría ser el primer latino con turbinas eólicas en el mar'

    Francisco Boshell, líder de innovación y usos finales de Irena, explica cómo agilizar las obras eléctricas.
     
    Si bien ha habido retrasos en la construcción y puesta en marcha de algunos proyectos eléctricos, este no es un escenario exclusivo del país. 
    De acuerdo con Francisco Boshell, líder de innovación y usos finales de Irena (Agencia Internacional de Energía Renovable, por sus siglas en inglés), el país se ve atractivo para la inversión. También, aseguró que hay algunas alternativas para que se agilice el desarrollo de obras.
     
    ¿Cómo ve el potencial de integración de nuevas tecnologías como eólica costa afuera e hidrógeno?
     
    Colombia está en una buena posición porque tiene los recursos renovables solar y eólicos en abundancia y muy competitivos y en regiones que están cerca a la costa, como La Guajira; estas áreas son ideales tanto para las tecnologías de eólica costa afuera como para las tecnologías de hidrógeno verde, porque permiten fácilmente la producción de esas energías, como pueden ser el amoniaco, metanol, combustibles sintéticos, etc.
    Además se puede comercializar, porque están cerca de puertos.
     
    Hay un compromiso muy fuerte del gobierno y eso es muy bueno, ya hay una hoja de ruta tanto para la eólica costa afuera como para el hidrógeno verde.
     
    Esto es muy importante porque da un norte al país que ahora está en la siguiente etapa que es pasar a la implementación y lo que he visto es que Colombia está transitando hacia allá. No me sorprendería que pudiera ser el primer país de la región con turbinas eólicas offshore, viendo el compromiso y el interés que hay.
     
    Además hay interés de invertir en el país, en capital nacional e internacional. Hay una buena estabilidad política, hay buen flujo de capital extranjero, entonces soy optimista y pienso que si bien hay riesgo técnico en las nuevas tecnologías, Colombia va transitando el camino de forma correcta.
     
    Ha habido retrasos en algunas obras muy grandes. ¿Lo analiza como un riesgo para la inversión?
     
    El tema de las demoras por permisos y licencias no es exclusivo de Colombia, es un tema a nivel mundial, especialmente para estas tecnologías modernas. Por ejemplo, en Europa que son líderes hay quejas de la industria porque un proyecto para obtener los permisos y licencias y para construirse, demora entre cinco y siete años.
     
    Los esfuerzos que se están haciendo ahora es para reducir dramáticamente esos tiempos y lo que hemos estado viendo aquí es que Colombia también está empezando a ver qué se puede hacer en ese sentido.
     
    ¿Qué podría implementar el país para mejorar esos tiempos?
     
    Hay ciertas herramientas que se están utilizando y que Colombia también puede considerar que incluyen primero tener autoridades “one-stop shop”, en las que se pueden procesar todos los permisos y licencias ambientales, técnicas o laborales. Un segundo tema es tener límites para la obtención de estos permisos en el caso europeo, por ejemplo es de dos años.
     
    Un tercer punto es tener zonas, por ejemplo marítimas, donde haya preaprobación, o se han adelantado ya estudios de impacto ambiental y de conexión para que cuando lleguen los desarrolladores de proyectos se pueda reducir dramáticamente el tiempo de construcción. Lo último es sobre herramientas digitales para acelerar el procesamiento de los documentos.
     
    El tema de las comunidades es extremadamente importante en Colombia y en el resto del mundo. Lo importante es involucrarlas lo más temprano posible, como desde las hojas de ruta, para que participen activamente en los proyectos.
     
    ¿Qué tan viable es el desarrollo de hidrógeno blanco en el país que mencionaba la ministra Irene Vélez?
     
    Dentro del análisis de Irena, el hidrógeno blanco está en una etapa mucho más temprana dentro de las diferentes tecnologías de bajo carbono. En ese tema lo primero que se necesita es tener estudios más detallados y a profundidad de los impactos relacionados con la exploración y explotación tipo de fuente de energía.
     
    Es una fuente interesante, pero debido a que está todavía en etapa tan temprana va a llevar un tiempo importante tener la seguridad de que se puede utilizar de manera segura y es realmente de bajo carbono durante todo su ciclo.
     
    Por Daniela Morales Soler para Portafolio.
  • 'Tramitomanía' tiene frenados 44 proyectos de energía solar en Colombia

    En el país se están desarrollando 66 proyectos de este tipo de energías, 65 solares y un sistema de almacenamiento de energía con baterías.
    SER Colombia, el gremio de las energías renovables, asegura que en 2024 podrían entrar en operación 66 proyectos de este tipo, hay 44 con trámites pendientes. La Asociación dice que los permisos y licencias pueden demorar entre tres y seis años, mientras que la construcción de los proyectos tarda nueve meses.
     
    Colombia podría quintuplicar su capacidad de generar energía con proyectos de energía renovables no convencionales, puntualmente en energía solar, pero la tramitología está frenando la ejecución de inversiones millonarias. 
     
    La Asociación de Energías Renovables, SER Colombia, presentó un informe con las perspectivas para el sector para 2024. De acuerdo con el gremio, en el país se están desarrollando 66 proyectos de este tipo de energías, 65 solares y un sistema de almacenamiento de energía con baterías, pero los permisos, licencias y papeleos están tardando casi el doble del tiempo de lo que deberían. 
     
    Estos proyectos son importantes porque la energía solar puede ser más competitiva en precios, y en la medida en que el sistema pueda tener energéticos más baratos, el precio de la energía en bolsa puede bajar. 
     

    Energías renovables en Colombia podrían recibir 2.200 millones de dólares en inversión en 2024

    Colombia fija normas para comunidades de energías renovables: ¿de qué se tratan?
     
    El auge solar acelera la transición energética mundial
     
    ¿En qué estado están los proyectos que hay en Colombia? 
     
    En 2023 entraron en operación 25 proyectos de energía solar, que aportaron 205 megavatios (MW). El año pasado el aporte de las energías renovables no convencionales a la matriz energética llegó a 505 MV, suficiente para atender a cerca de un millón de personas, equivalente a la población de una ciudad como Bucaramanga. 
     
    “Hay 1240 MW próximos a entrar, son 22 proyectos que están en la puerta del horno. Hay 13 proyectos en pruebas técnicas, lo que quiere decir que están generando energía aunque no están en operación comercial, y nueve proyectos en construcción. Esperamos que a finales de este año se entregue toda esa energía”, mencionó Alexandra Hernández, presidente ejecutiva de SER Colombia. 
     
    Hoy esta energía aporta el 1 por ciento del total de la energía de Colombia, pero con la entrada de estos 22 proyectos llegará a ser el 9 por ciento, lo que, según el gremio, puede cobijar a una población de 2,5 millones de colombianos. 
     
    Los otros 44 proyectos, es decir, dos de cada tres, no han podido arrancar su construcción por trámites, y estos podrían aportar otros 1.800 MW al sistema. “Estos proyectos no están tan a la mano como los otros, pero si le apostamos a la articulación y a desarrollos normativos puede que entren adelante”, aseguró Hernández. 
     
    Estos 66 proyectos están ubicados en 15 departamentos y tienen una inversión de 2.200 millones de dólares de 22 empresas nacionales e internacionales. Si llegan a entrar todos en operación el aporte a la matriz energética sería de 3,040 MW, cinco veces más que la energía proveniente de estas fuentes que tenía el país al cierre de 2023. 
     
    ¿Por qué la demora en el papeleo? 
     
    De acuerdo con Hernández, cerca de la mitad de las demoras que se presentan en los proyectos tienen que ver con trámites ambientales, en su mayoría con las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR), tanto en licencias ambientales como permisos ambientales específicos en relación con asuntos forestales. La segunda demora tiene que ver con los trámites con los operadores de red, empresas como Afinia y Air-e, y las aprobaciones de los estudios de conexión y la firma de los contratos. 
     
    El otro cuello de botella en la tramitología es con la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), por cambios en las fechas de operación. “Cada demora en permisos y trámites termina en un nuevo trámite ante la Upme para cambiar las fechas de puesta en operación. Son entre dos y nueve meses más”, dijo la presidenta del gremio. 
     
    Hernández aseguró que hay proyectos que demoran nueve meses en construcción y tres años en trámites, y hay proyectos que están cerca de cumplir seis años en estos procesos. Además, mencionó que hay plazos establecidos por ley en entidades como la Upme y las autoridades ambientales que se están tomando incluso el doble de lo estipulado por las normas. 
     
    “Hay algunos trámites que deben simplificarse y aclararse en la regulación. Los permisos no son solo para que los proyectos se puedan poner en marcha, sino que el cierre financiero se da cuando hay permisos y licencias. Estos proyectos se apoyan en los bancos. Somos jugadores nuevos, empresas de pequeña escala, que no tienen el respaldo que tiene una empresa de grandes capitales. Por eso damos tanta lora con el tema de los trámites”, aseguró Hernández.
     
    El gremio identificó ocho procesos normativos puntuales que revisó con su equipo técnico que podrían acelerarse, e hizo un llamado a las diferentes entidades y actores involucrados para agilizar este proceso. 
     
    Por Laura Becerra para Cambio Colombia.
  • 'Ya pagamos por el seguro contra la escasez de energía'

    En los últimos cinco años, los grandes consumidores han pagado a los agentes generadores, más de US$4.800 millones a través del cargo por confiabilidad.
     
    El gremio de empresas consumidoras de energía, Asoenergía, estima que el actual fenómeno climático de ‘El Niño’ se debe afrontar respetando las reglas del juego establecidas muy claramente en la normatividad del sector eléctrico colombiano.
     
    La normatividad del sector eléctrico en Colombia estipula que todos los consumidores deben pagar, dentro de la tarifa de electricidad, un cargo o prima  que tiene por objeto asegurar el suministro de energía en condiciones de baja hidrología, tal como el que  se está presentando en Colombia con el fenómeno de ‘El Niño’. Ese cargo se denomina cargo por confiabilidad.
     
    Durante estos periodos de escasez hidrológica algunos de los generadores, en contraprestación a ese cargo o prima, se comprometen con la entrega de una mínima cantidad de energía específica. Esta energía se denomina obligación de energía en firme.
     
    Según el gremio, la suma de todas estas obligaciones que tienen los generadores que reciben la prima debe ser suficiente para cubrir toda la demanda nacional: "Las reglas del juego para definir las condiciones de activación de la entrega de esa energía están definidas desde hace largo tiempo por parte de la Creg y de las autoridades competentes. Con base en ellas los diferentes generadores aceptaron el compromiso de entrega de energía  a cambio del recibo de este cargo o prima".
     
    María Luisa Chiappe, presidente ejecutiva de Asoenergía, manifestó: “En los últimos 5 años todos los consumidores, residenciales y comerciales, hemos pagado por Cargo por Confiabilidad US$4.800 millones de dólares de los cuales US$600 millones han llegado directamente a las plantas que funcionan  con combustibles líquidos. Por ello lo mínimo que esperamos es que cumplan con el compromiso de garantizar la oferta de energía en circunstancias como las actuales”.
     
    El cargo por confiabilidad es un seguro contra la escasez de energía, diseñado precisamente para garantizar la oferta en condiciones de baja hidrología: “Por esto encontramos inaceptable que a la hora de cumplir con su obligación,  las empresas que recibieron el cargo por confiabilidad argumenten que no están en condiciones financieras para honrar  su compromiso”, agrega el comunicado.
     
    Así mismo, Asoenergía considera inaceptables los argumentos expuestos por los generadores y asevera que "es como si una compañía de seguros, después de haber otorgado una póliza y haber recibido cumplidamente la prima de parte del asegurado,  en el momento de presentarse el siniestro alega que  no tiene recursos para pagarlo".  
     
    Con base en lo anterior, el gremio sugiete que las razones como “inviabilidad financiera” para solicitar un cambio de reglas de juego y para cancelar la resolución 109 de la Creg sobre la sustitución de  “activos ineficientes” no es adecuada.
     
    Bajo este contexto, los principales consumidores de energía del país suponen que este incumplimiento de lo pactado, después de haber recibido el dinero de los consumidores, perjudica a las familias colombianas, y a las empresas de todos los sectores económicos: "Esperamos que el gobierno nacional proteja el patrimonio de los colombianos y adopte  cuanto antes las medidas necesarias para impedir que se repita esta situación tan lamentable". 
     
    Las plantas que reciben cargo por confiabilidad se comprometen a producir energía cuando el precio de bolsa supera el precio escasez: “Por lo tanto, resulta inadmisible que, tan pronto  aparece la señal para entrar a ofrecer energía, en lugar de estar prestas a cumplir con lo pactado, soliciten que se aumente  el precio de escasez, lo cual significa también un mayor costo para los consumidores y un cambio en las reglas del juego establecidas”, señala el comunicado.  
     
    Asoenergía ha venido señalando la inconveniencia de financiar con el cargo por confiabilidad la operación de plantas ineficientes, porque este esquema encarece la energía consumida sin garantizar realmente la confiabilidad, como se está demostrando en esta coyuntura.
     
     
    Fuente: Portafolio.co /
  • ‘El GLP tiene oportunidades en la transición energética’

    Gasnova llevó a cabo el 5.º Congreso Internacional del GLP el 23 y 24 de agosto en Bogotá. Alejandro Martínez Villegas, presidente del gremio, explicó cuáles son los principales asuntos en que requiere avanzar este sector en la transición energética.
     
    ¿Cuáles fueron las claves Congreso Internacional organizado por Gasnova, y los temas relevantes?
     
    Durante cinco ediciones, desde el año 2018, la Asociación Colombiana del GLP - Gasnova con el apoyo de World LPG Association (WLPGA) y Asociación Iberoamericana del GLP (AIGLP), ha realizado el Congreso Internacional del GLP como un espacio para el análisis y discusión de los temas más relevantes de la industria del GLP a nivel nacional e internacional.
     
    En esta edición, cuyo lema fue “Gas LP, energía limpia hoy y mañana”, dio una mirada al papel del Gas LP en la transición energética, dando un repaso a los retos y oportunidades que este combustible está teniendo a nivel internacional.
     
    En el contexto actual de transición energética y sostenibilidad, ¿cómo puede el congreso aportar al debate sobre el papel del GLP en la matriz energética de Colombia y América Latina?
     
    De hecho, este fue el foco temático de esta quinta edición: el Gas LP como energía limpia hoy y mañana.
     
    El GLP es fuente de energía existente, que permite cumplir con los objetivos de la reducción de emisiones de carbono, sin gastar billones de dólares y décadas de espera que requieren el desarrollo de nuevas tecnologías de energías renovables, que son hoy en día tan mencionadas y aceptadas.
     
    En el mundo, desde el sector automotriz, pasando por diferentes sectores industriales y comerciales, así como en el sector residencial, el Gas LP está ayudando a reducir las emisiones de carbono a un menor costo.
     
    Adicionalmente, el Gas LP renovable, como energía excepcional, hace a este sector sostenible.
     
    En este congreso analizamos diversos casos de éxito a nivel internacional, en diferentes países y regiones desarrollados que podrían ser un espejo de lo que podemos hacer en Colombia. 
     
    ¿Cuál es el panorama actual de la industria del GLP en Colombia y cuáles son los principales desafíos y oportunidades?
     
    En Colombia, durante el año 2022 se consumieron un total de 709 millones de kilogramos de GLP, principalmente en los sectores residencial (67% del consumo), industrial (18%) y comercial (10%).
     
    Es un servicio público domiciliario utilizado por 12 millones de colombianos que viven en las áreas municipales y rurales de 1.050 municipios de los 32 departamentos, con una cobertura en el 95% del territorio nacional: es de resaltar que la gran mayoría de ellos son de los estratos más vulnerables (1 y 2, principalmente). En conclusión, el Gas LP es el combustible de la gente.
     
    ¿Qué oportunidades tiene el GLP en la transición energética?
    El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, nos envió un saludo en el que fue enfático al decir: “El GLP tiene un papel importante en la transición energética justa”. Es por eso que desde el gremio del GLP estamos listos para trabajar en la consolidación de los diversos usos que tiene el Gas LP para apoyar la transición energética.
     
    ¿Cuáles son los usos clave del GLP en la transición?
    El GLP ocupa un lugar importante en la canasta energética, como una opción viable de energía no sólo para la cocción de alimentos, sino también para la generación de energía eléctrica en zonas no interconectadas y como combustible para los sectores automotor y náutico (AutoGLP y NautiGLP).
     
    ¿Qué se requiere para materializar lo anterior?
    Es urgente disminuir la brecha existente en el país en materia de acceso a combustibles limpios. Con el objetivo de evitar que se amplíe la brecha de pobreza energética en Colombia, desde Gasnova estamos impulsando ante el Gobierno Nacional la asignación de $400.000 millones del Presupuesto General de la Nación, para destinar subsidios al consumo de subsistencia de GLP en los estratos 1 y 2 en todos los departamentos del país.
     
    ¿Hay alguna otra petición?
    Queremos llamar, de manera especial, la atención de los tomadores de decisión del sector energético colombiano, para que nos ayuden a tomar medidas que estimulen las inversiones que requiere el mercado y así asegurar el abastecimiento y continuidad en el suministro del GLP en el país.
     
    Es importante que se estudie la duración de los contratos de suministro con Ecopetrol, para que puedan tener al menos un año de vigencia, y que los precios regulados de suministro no varíen mensualmente, sino solamente tres veces al año.
     
    Por Daniela Morales para Portafolio.
  • ‘El país debe quitar las barreras a las energías renovables’

    Este año llegó a Colombia la filial de Enel encargada del desarrollo de proyectos de energías verdes. Carlo Zorzoli, gerente general de Enel Green Power en Latinoamérica, explica cuáles son las apuestas de la multinacional en la región.
     
    Pocos países como Colombia tienen tanto potencial para el desarrollo de las energías renovables no convencionales en el mundo, una actividad que utiliza fuentes poco usuales como el sol, el viento, la energía del subsuelo y las pequeñas corrientes de agua para generar electricidad.
     
    El gerente general de Enel Green Power (filial del grupo Enel, que también es la casa matriz de Codensa y Emgesa), Carlo Zorzoli, tiene muy clara esta realidad.
     
    Sin embargo, asegura que el país debe hacer algunos ajustes a su marco normativo para garantizar que estas nuevas fuentes entren a diversificar y fortalecer la matriz energética nacional, algo que, sin duda, le permitiría a Colombia evitar que la falta de un combustible frene su competitividad eléctrica.
     
    ¿Qué proyecciones tienen con relación al sector de energías renovables no convencionales del país?
     
    Actualmente estamos evaluando tres tipos de energía renovable en el país: la eólica, la solar fotovoltaica y la minihidro. La primera se debe a que Colombia tiene uno de los mayores potenciales eólicos de Suramérica e incluso del mundo, con vientos estables y predecibles. Además, tiene dos particularidades que no tienen otros países: en primer lugar, está comprobado que los períodos de mayor viento coinciden con los de menor régimen hídrico, lo cual las convierte en dos fuentes complementarias; y en segundo lugar, con la información de vientos disponible, el perfil de generación eólica coincide con la curva de demanda del país.
     
    ¿Y en cuanto a la solar y la minihidro?
     
    En lo que respecta a la solar, el potencial es bastante atractivo y hay que destacar los bajos precios de inversión para los equipos en las zonas fotovoltaicas en comparación con la generación convencional. Con relación a la tercera, según los análisis de la Upme, Colombia es el segundo país de Latinoamérica con mejor potencial hidroeléctrico.
     
    ¿Por qué es atractivo, como negocio, invertir en energías renovables?
     
    Una de las grandes ventajas de los proyectos de energías renovables no convencionales, sobre las convencionales, es su time to market, con tiempos de construcción mucho menores que una convencional. Por ejemplo, el tiempo de licenciamiento, desarrollo y construcción de un parque eólico es de uno a tres años, frente a unos cinco a seis años de una central termoeléctrica.
     
    ¿Tienen proyectos específicos en estudio y desarrollo?
     
    En estos momentos estamos evaluando.
     
    ¿Cómo analizan los avances que se han dado hasta ahora en la reglamentación de la ley de energías renovables?
     
    La Ley 1715 de 2014 permitió que en el país se comenzara a hablar de energías renovables, y es una buena base para facilitar una reglamentación que cambie el modelo comercial y regulatorio.
     
    Si bien se ha dado un paso muy importante con su implementación, aún hace falta que se reglamenten aspectos importantes que apunten a una mayor diversificación en la matriz energética.
     
    Cuanto más diversificada sea la matriz energética de un país, mayor independencia energética tendrá y más competitivos serán sus precios. De esta manera, la integración de fuentes no convencionales de energía renovable a la matriz podrá garantizar la generación de energía en cualquier condición climática y circunstancia externa del mercado.
     
    ¿Qué elementos cree que debería cambiar la regulación eléctrica del país?
     
    El mercado eléctrico colombiano está fundamentado en el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, y mira a fomentar la instalación de potencia de generación proveniente de fuentes convencionales.
     
    Hoy en día en el país hay escasez de gas, y los precios de los combustibles líquidos para generación ponen en duda la confiabilidad del servicio y encarecen los precios de energía. Es por ello que el marco regulatorio debe modificarse, con el fin de eliminar barreras a la diversificación de la matriz y así mantener una oferta confiable a precios competitivos. Esto se puede lograr buscando una firmeza de energía en el sistema y no la confiabilidad de cada planta individual.
     
    Hoy siendo que todas las plantas utilizan las mismas fuentes, ante un problema sistémico como ‘El Niño’ y la escasez de gas, un sistema hidro-térmico va en crisis, mientras que un sistema diversificado con más fuentes primarias, como la energía del viento y del sol, se vuelve más resiliente ante estos problemas sistémicos.
     
    ¿Cuántos recursos esperan invertir en la región?
     
    Enel Green Power tiene prevista una inversión de 7.700 millones de euros desde 2016 hasta 2019, de los cuales el 54% de esta cifra será destinado a América Latina. En los próximos cuatro años, Enel Green Power se propone desarrollar 6,8 GW adicionales. Hoy en día, la empresa tiene alrededor de 10 GW de potencia instalada en el mundo.
     
    Con la integración de Enel Green Power en la matriz Enel, la empresa podría añadir 1.300 millones de euros de inversiones adicionales dedicadas al crecimiento.
     
    El 22% de esta cifra será destinada a América Latina. Con las inversiones adicionales, la potencia que se instalará en el periodo podría alcanzar los 7,7 GW.
     
    Economía y Negocios - Portafolio.co
  • ‘La energía actual va por lo menos hasta el 2050’

    Hoy existen suficientes hidrocarburos y recursos en el mundo para este siglo.
     
    Recientemente visitó a Colombia el experto en energía y gas de IBM, Steve Edwards, y reveló los resultados de un estudio mundial sobre las tendencias del uso de energía en las próximas cuatro décadas.
     
    Según Edwards, el reto del mundo en el corto plazo no es conseguir nuevas fuentes de energía, la tarea está en el área de disponibilidad.
     
    Hoy existen suficientes hidrocarburos y recursos en el mundo, por lo menos para este siglo, así que la tarea es hallar cómo desarrollar de manera eficaz y segura los recursos existentes.
     
    ¿Qué va a pasar en 20 años en el mundo en materia de energía?
     
    Entendemos que el 2030 es un horizonte razonable para evaluar energías que pueden ser empleadas y desarrolladas.
     
    El primer hallazgo es que se seguirá con las mismas energías y no será solamente hasta ese año, sino hasta el 2050.
     
    ¿Qué cambio habrá entonces?
     
    Lo primero es mejorar la tecnología que hoy usamos, básicamente en términos de producción y extracción de petróleo y gas.
     
    El promedio de recobro es del 33 por ciento por pozo, cualquier variación por pequeña que sea va a ser significativa y ahí es donde debe entrar la tecnología.
     
    De hecho, la realidad hoy día es que cada vez las compañías deben ir a áreas más complejas para poder extraer el crudo.
     
    Prueba de ello son firmas como Petrobras, que saca de zonas más profundas del mar.
     
    Hay petroleras que están entrando en la zona polar y esto significa no sólo tecnología para llegar, sino que una vez que encuentran hay que pensar en cómo van a sacar ese petróleo.
     
    ¿Seguimos dependiendo del petróleo?
     
    Hay nuevas fuentes como el gas licuado, que está generando nuevos retos en EE. UU. En este momento, China tiene las reservas más grandes de fuentes tradicionales de energía.
     
    ¿Qué va pasar con las empresas?
     
    Se espera que se incrementen las alianzas entre compañías y que haya muchas fusiones en el sector. Recuerde que 25 años atrás las grandes empresas privadas tenían acceso a 75 por ciento de las reservas y eso ya no es así.
     
    Ahora la mezcla cambió y hoy las compañías nacionales de petróleo, como Ecopetrol o Petrobras, tienen el 70 por ciento de las reservas.
     
    Eso invita a que las multinacionales privadas cambien la manera de relacionarse, tienen que buscar nuevas formas de relacionarse con las estatales.
     
    Adicionalmente, están incursionando en tres áreas: eficiencia operacional, ambiente y cómo se mide mejor cada unidad de negocio.
     
    ¿Cuál es la clave para sobrevivir?
     
    Mejora la tecnología, colaboración entre compañías y alianzas, sin descuidar el tema ambiental.
     
    ¿Qué pasa con las denominadas energías alternativas?
     
    Están la solar, el viento, los biocombustibles, pero el porcentaje de lo que arroja el resultado de cara al 2030 es que aumenta, pero sigue predominando el petróleo.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / César Giraldo
  • ‘Si los plazos no se respetan, no se puede construir’: EDF

    Según Elodie San-Galli, gerente general de EDF Renewables, su plan es de 1.000 megavatios pero está retrasado por los licenciamientos.
    Varios proyectos de energía renovables han tenido dificultades para ingresar al sistema. Uno de los casos más recientes es el de Windpeshi, de Enel, que se suspendió de forma definitiva.
     
    Ahora, EDF Renewables, el brazo de la compañía francesa para el desarrollo de estas tecnologías, alerta por el poco avance que han tenido. Si bien han presentado los procedimientos ambientales, Elodie San-Galli, gerente general para el país, afirmó que en algunos casos van más de tres años desde que presentaron los documentos ambientales para su aprobación.
     
    Llevan cerca de cuatro años en el país. ¿Cuál ha sido el avance hasta el momento?
     
    Nosotros nos establecimos al final de 2019. Las motivaciones fueron todas esas señales que aparecieron como las subastas organizadas por el gobierno; entonces empezamos a crear la personería jurídica y empezamos en el país en 2020.
     
    Tenemos un pipeline de proyectos de cerca de 1.000 megavatios entre tecnología solar y eólica y en varias regiones como La Guajira, Meta, Cundinamarca, Atlántico y Magdalena.
     
    Tratamos de diversificar también nuestra ubicación para mitigar los riesgos que podemos identificar en cada lugar. Estamos enfrentando problemas con temas de licenciamiento ambiental; tenemos muchos temas relacionados con retraso en los permisos en general.
     
    ¿Con qué proyectos cuentan?
     
    Concretamos nuestra presencia a través de la adjudicación en la subasta de 2021 con dos proyectos solares; desafortunadamente hoy estos proyectos no pudieron iniciar construcción, porque tenemos atrasos en el procedimiento ambiental que nos impiden iniciar la construcción.
     
    ¿Ese pipeline ya está estructurado en proyectos o todavía están buscando algunos?
     
    Tenemos proyectos que suman todos más o menos ese número. Todos tienen un estado de avance distinto, unos están en gris, otros están avanzando.
     
    Lo que sí necesitamos para viabilizar y construir estos proyectos son contratos. Con algunos logramos un avance mediante la subasta, pero para el resto depende del avance y no nos debemos comprometer demasiado pronto, cuando todavía existen riesgos sobre los proyectos.
     
    ¿Qué expectativas de entrada en operación tiene ese pipeline?
     
    No podemos decir un plan de tiempo objetivo como cuantitativo, por todo lo que estamos viendo de retrasos en proyectos de la subasta en general. Si bien pensamos que un desarrollo se tomará tres años, pero al final toma seis. Entonces no podemos prometer fechas específicas.
     
    Muchos tienen la preocupación de qué pasa si no lo logro hacer, pues en algún momento uno tiene que decidir si lo se queda o lo vende. Muchos estamos en esta situación y aunque los proyectos están en diferentes estados, pues hay fechas límites en todas las empresas para sus contratos. Si los plazos no se respetan, no se puede construir.
     
    Llevamos para una planta de la subasta tres años; presentamos el estudio hace tres años para una planta de 50 megavatios solares en Cundinamarca. Realmente no debería tomar tanto tiempo, sobre todo si realmente hay una voluntad del Gobierno de empujar este tipo de tecnologías. Eso es un tema, porque las corporaciones son autónomas, entonces el gobierno no tiene incidencia sobre estas organizaciones.
     
    ¿Qué avances ha habido para agilizar el ingreso de estos procesos?
    Hay una resolución que está flexibilizando los plazos de entrada en operaciones, eso es lo que básicamente hemos pedido al Gobierno, es una necesidad para que los proyectos puedan respirar un poquito más. Después también hubo una resolución del Gobierno para incentivar a los generadores de la subasta a renegociar algunas condiciones comerciales.
     
    El gobierno propone ser el mediador, pero al final es una negociación bilateral, que vamos a iniciar, pero realmente depende de la buena voluntad de las contrapartes para renegociar condiciones. Entonces sí hay voluntad del gobierno, pero después hay que ver los resultados efectivos de estos cambios, que todavía no están en firme, sino en comentarios.
     
    Además de este proyecto en Cundinamarca, ¿qué otras dificultades han tenido?
     
    Con otras corporaciones hemos recibido permisos, pero es que sí hubo atraso para todos los procedimientos. Lo que nos perjudica mucho es lo que está pasando con Cundinamarca.
     
    Aparte de las licencias ambientales, todos los otros temas siguen, por ejemplo procuradurías, o entidades que son necesarias para las licencias de construcción.
    Está también en el tema del procedimiento de conexión, que es muy discutido, pues tenía como objetivo limitar la especulación sobre los puntos de conexión. Esto hace que los tiempos de otorgamiento sean más lento, entonces hay más incertidumbre.
     
    ¿Cuáles de sus proyectos no tienen puntos de conexión?
     
    Representan unos 500 megavatios, pero estos dependen indirectamente de la situación con Colectora uno y de este sistema de asignación de puntos que dependen también de lo que va a pasar con la Colectora 2.
     
    ¿Cómo va el cumplimiento de las obligaciones de subasta?
     
    Estamos cumpliendo las obligaciones a través de compras con contratos o en la bolsa. Eso lo tenemos integrados en nuestros estados financieros para este año, pero no para 2024.
     
    Por Daniela Morales para Portafolio.
  • ‘Una transición energética debe ser bien administrada’

    Tomas Anker Christensen, embajador de Cambio Climático de Dinamarca, habló del apoyo que recibe el país de la nación nórdica.
    En septiembre, Bogotá será el espacio para la Cumbre Climática P4G, un encuentro global, liderado por el Reino de Dinamarca, en el que se reúnen el sector público, privado y diferentes actores para hablar de los desafíos que enfrenta el mundo en esta área.
     
    Portafolio conversó con Tomas Anker Christensen, embajador para el Cambio Climático de Dinamarca, encargado del Gobierno danés de apoyar y promover a nivel global la ambición de la nación escandinava de reducir un 70% sus emisiones en 2030 y ser carbono neutrales para 2050.
     
    ¿Qué expectativas hay para la Cumbre P4G?
     
    Es una plataforma que analiza cómo las alianzas para el desarrollo sostenible pueden crear nuevas oportunidades e inversiones. Es un espacio donde la cooperación pública y privada puede catalizarse y podemos atraer inversores para crear soluciones.
    Bogotá es un buen ejemplo de una ciudad que quiere volverse verde y Colombia está desempeñando un papel fundamental para impulsar la ambición en la acción climática en la región.
     
    ¿Cómo ve la transición energética de Colombia y cómo puede apoyarla Dinamarca?
    Nuestra primera conversación con el Gobierno colombiano fue sobre la capacidad de planificación de Dinamarca para respaldar nuestras metas climáticas, no es solo pensar en grande, sino también la implementación práctica.
     
    En nuestra Agencia de Energía tenemos toda una división que sólo se encarga de planificación y colaboración. Las contrapartes colombianas querían entender cómo construir esa estructura, y los invitamos a Dinamarca para entender cómo los actores trabajan juntos. En energía eólica offshore la cooperación está en planeación, regulación en precios, construcción de la red. Es cuestión de ingeniería y gestión de sistemas. Eso es el tipo de asistencia técnica que hacemos.
     
    El Presidente Petro prometió detener nuevos contratos petroleros. Dinamarca tiene experiencia en ese campo, ¿qué puede aprender Colombia?
     
    La situación colombiana es, por supuesto, muy diferente a la danesa. Colombia obtiene una parte mucho mayor de su ingreso nacional de la exportación de hidrocarburos, nosotros en ese sentido tenemos una economía más diversificada.
     
    Tiene que ser una transición bien administrada en la que se analice cómo construir otras fuentes de ingresos, cuáles son los plazos y trabajar con la industria.
     
    Nuestra decisión de finalizar nuevas licencias y establecer una fecha de finalización se tomó con un diálogo entre el gobierno danés, el principal municipio donde está nuestra industria petrolera y la industria.
     
    Estamos usando el mismo puerto donde teníamos nuestra industria de petróleo y gas para ser ahora el centro de nuestra industria eólica offshore y muchos de los trabajadores de la industria de hidrocarburos están siendo capacitados para convertirse en trabajadores de esta industria.
     
    Al construir una industria de energía como alternativa estamos creando una nueva fuente de ingresos y exportaciones. La pérdida de ingresos del petróleo y gas está siendo reemplazada por energía renovable. Nuestro plan es vender nuestra energía a nuestros vecinos y producir hidrógeno verde. Estamos creando un nuevo activo energético que se puede exportar.
     
    ¿Los parques eólicos podrían ser la solución al petróleo en Colombia?
    Nuestra Agencia de Energía está en el proceso de determinar el alcance del potencial en Colombia, los primeros resultados son muy positivos y Colombia tiene mucho potencial eólico y muy fuerte en su costa.
     
    Sé que dentro del gobierno hay preocupaciones también por las áreas protegidas, donde hay poblaciones indígenas y, por lo tanto, es necesario un diálogo y participación de la población local. Ese también es nuestro aprendizaje de más de 30 años de trabajo, hay que involucrar a la población local donde construyes el proyecto, de lo contrario se opondrán, pero si los involucras, la mayoría estarán felices de ser parte.
     
    Definitivamente creo que la energía eólica puede ser una parte importante de la solución de la transición colombiana.
     
    ¿Cuál cree que es la responsabilidad del sector privado en la transición?
    El papel del sector privado es generar ganancias y promover los intereses de sus inversionistas; el desafío es encontrar formas para hacerlo, y que sean parte del bien público. Todos estamos comprometidos a ser carbono neutrales y eso también se aplica al sector privado.
     
    ¿Hay planes para invertir recursos en algunas iniciativas en Colombia?
    El programa del sector energético está financiado por subvenciones del gobierno danés. También tendremos que ver qué tipo de cooperación trae consigo y donde las inversiones del gobierno pueden ser útiles. También estamos analizando la biodiversidad estudiando si podríamos apoyar al gobierno.
     
    Por Laura Becerra para Portafolio
  • "Anualmente se tiene que invertir 8% del PIB para poder reducir las emisiones en 51%"

    Las inversiones, el fenómeno de El Niño y los costos de la transición son algunos de los temas en el Congreso Anual de Energía de Acolgen.
    En el marco del Congreso Anual de Energía de Acolgen, una de las conversaciones de relevancia en el espacio y para la coyuntura actual es la de la seguridad energética en aras de una transición que se espera desplegar.
     
    El profesor en Liderazgo Global de la Universidad de Columbia y exministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, indicó que teniendo en cuenta la condición en Colombia, los combustibles, la ganadería y la agricultura hacen que la transición sea muy costosa. "Anualmente se tiene que gastar 8% del PIB para reducir las emisiones en 51%", agregó. Y referente a las actividades de ganadería, dijo que "para frenar la deforestación vamos a tener que invertir en darle un ingreso más alto a la gente que lo hace".
     
    Para Cárdenas, las hidroeléctricas son la gran fortaleza que tiene Colombia. Los renovables no convencionales son un complemento pero no un sustituto de la hidroeléctrica. "Si empezamos a generar más energía solar y eólica tendremos mayor fortaleza hídrica. No podemos decretarle a las hidroeléctricas una fecha de expiración y tomar medidas que desincentiven la inversión".
     
    Referente a la energía solar y eólica, Cárdenas dijo que si la Guajira fuera un país tendría una posición por encima de la mayoría de países de América Latina. Cuenta con radiación de día, vientos nocturnos y respaldo hídrico. Y es que Luis Fernando Mejía, presidente de Fedesarrollo, también tocó este tema, dijo que es necesario destrabar estos proyectos del departamento.
     
    Tomás González, director de la CREE, explicó que hay tres mensajes fundamentales en seguridad energética. En primer lugar, "para electrificar la economía hay que hacer mucho trabajo en infraestructura y tiene que pasar rápido, sobre todo en generación". Para González, se trata de un problema de inversión y se necesitan nuevos proyectos, "las señales de política importan porque los inversionistas están oyendo todo el tiempo", agregó.
     
    Otro elemento es el gas, "necesitamos el doble del gas para hacer una transición a mínimo costo, cuando uno ve los cálculos del Gobierno se ve que perderíamos la autosuficiencia de gas en la segunda mitad de esta década". "Hay que hacer la pregunta: ¿queremos exponernos a un gas importado?", agregó.
     
    También tocó el tema del fenómeno de El Niño. "Para final de este año vamos a tener 90% de probabilidad de este fenómeno, la de que sea fuerte es de 40%", explicó a partir de las gráficas de la Noaa. "Necesitamos que entender que en estos fenómenos hay desajustes tarifarios, es posible que suban los precios. No se nos puede olvidar que el bienestar de los grupos más vulnerables le va a dar legitimidad a la transición energética”, dijo González.
     
    Algo en lo que coincidieron los expertos es que los temas de cantidad no se resuelven en el corto plazo, por lo que cobra relevancia la prevención ante este posible fenómeno natural.
     
    "No se trata de un problema de cantidades, pero hay un tema de demanda, la energía más costosa es la que no se tiene pero la segunda más costosa es la que se pierde, explicó Germán Arce, Presidente del Consejo Gremial Nacional.
     
    Destacó también que, algo como la creación de la Creg, que nació por el apagón de los 90, es algo que difícil que encuentre en otros sectores y que la confianza en las instituciones se debe pensar desde la confianza entre el sector público y privado.
     
    "Hemos logrado construir un sector eléctrico que es un ejemplo mundial, no tiene sentido echar para atrás", dijo Arce, en defensa de la institucionalidad del sector. También comentó que, es necesario hacer las críticas cuando sea ocasión, pero lo ideal es mantener ese sistema.
     
    El presidente de Fedesarrollo resaltó que el consumo de energía está creciendo, “hoy con los niveles de ingreso que tiene esta 45% por debajo de países de ingreso medio alto”, lo que quiere decir que, de igual forma el país tendrá que aumentar su consumo de energía per cápita, por lo que habrá mayor cantidad de emisiones por cada persona.
     
    Hizo énfasis en algo que ha dicho en varias ocasiones, que es necesario hacer la transición de forma ordenada. Agregó que hay un riesgo tecnológico, porque el impacto sobre el PIB de obligar a una fracción de la nueva inversión bajo condiciones de baja rentabilidad y confiabilidad para acelerar la descarbonización entre 0,23% y 0,27%.
     
    Mejía también destacó que el gas y el carbón le siguen al agua en la capacidad efectiva de generación eléctrica. El agua cuenta con 11.974 megavatios; el gas 2.683 y el carbón 1.656.
     
    Advirtió a su vez sobre los riesgos que ha mencionado en otras ocasiones, "hay que tener un sentido de pragmatismo, es importante darle viabilidad a una transición que es imposible hacerla en un corto periodo de tiempo", comentó.
     
    La semana pasada, en el l II Gran Foro de la ACP en Barranquilla, Mejía destacó el papel del sector de petróleo y gas en la transición energética. "El sector minero energético es fuente de generación de divisas; 57% del total de los dólares que ingresan al país en exportaciones provienen de ese sector, además es fuente de recaudo; casi 10% de los ingresos totales del Gobierno Nacional provienen de este sector".
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • "Colombia puede caer en el error de Alemania en apresurar a apagar térmicas de carbón"

    Amylkar Acosta, exministro de Minas y Energía, dijo que hay estudios que indican que la transición costará US$20.000 millones anuales.
    En el marco de la IV Conferencia Internacional de Biocombustibles, que se está desarrollando en Cali desde este miércoles hasta el viernes 28 de abril, el exministro de Minas y Energía, hizo una intervención en la que destacó que el Gobierno debe tener claridad referente a las políticas de energía, a la transición energética y a las declaraciones del nuevo presidente de Ecopetrol.
     
    Acosta dijo que en temas de transición hay que partir de la base, pues según la Agencia Internacional de Energía, la curva de demanda del petróleo empezará a aplanarse hasta 2030, "y hacia 2050 es cuando el mundo va a estar consumiendo más de 50 millones de barriles de crudo, de manera que alguien tendrá que suministrar esos volúmenes".
     
    El exministro resaltó que "Colombia podría incurrir en el mismo error que tuvo Alemania, cuando se apresuró a apagar las térmicas a carbón y les tocó echar un pie atrás para no enfrentar una situación de parálisis en su economía, de manera que Colombia tampoco puede, de forma prematura, renunciar al petróleo y al carbón", comentó.
     
    Para Acosta, solamente en la misma medida en que se vaya avanzando en energías renovables no convencionales y se vaya generando reconversión laboral es posible hacer una transición que no sea caótica. "Hay estudios que indican que esto costaría US$20.000 millones anuales, desde luego no son inversiones que hará el Estado, gran parte de esta inversión la harían los privados", dijo.
     
    Y en su opinión, para que este proceso sea organizado, debe haber claridad. "El Estado debe hacer lo conveniente para que las empresas no se atemoricen, la única forma de lograrlo es siendo claros respecto a su política y evitando que se den declaraciones en uno y otro sentido. Las señales no han sido claras y deben serlo", comentó. Ojalá después de este remezón del gabinete ministerial, el Gobierno haga esa claridad que el sector productivo y particularmente este sector está esperando", agregó Acosta.
     
    Acosta también se refirió a lo que el recién posicionado presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, dijo esta semana, pues reiteró que no se firmarán nuevos contratos. "Me acojo a las declaraciones referente a que él asume la presidencia de Ecopetrol no para matar la gallina de los huevos de oro sino para cuidarla, además ha reconocido que la principal fuente generadora de recursos. Yo aspiro y espero que él entienda esta realidad y actúe en consecuencia", comentó Acosta.
     
    Sin embargo, el exministro resaltó que "hay un acuerdo de parte del Gobierno en el que se esperará hasta conocer el reporte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) sobre el balance de reservas para tomar una decisión firme. Ese anuncio no se ha desvirtuado, así que guardo la esperanza de que ya en mayo cuando se dé a conocer el informe tengamos certeza".
     
    También se refirió a la jefe de Cartera de Minas y Energía, Irene Vélez, "la veo muy comprometida, pero le hemos reiterado que no hay que poner en riesgo la seguridad energética del país y tampoco la soberanía energética".
     
    Acosta destacó que es necesario, para la transición, hacer un proceso por territorios. "He planteado que es necesario territorializar la transición energética, porque no es lo mismo en un departamento como Santander o Valle del Cauca, de manera que se tiene que adecuar a nivel territorial, de modo que se pueda comprometer en estrategia de transformación productiva".
     
    Para Amylkar Acosta, si se aumenta el porcentaje de las mezclas en biodiésel, van a contribuir a que se amplíen las áreas cultivadas de palma y de esta manera se le da un empujón al sector agrícola. "Esto contribuye a la diversificación de la economía, planteada por el Gobierno y que también está en el Plan Nacional de Desarrollo que se tramita en este momento en el Congreso de la República", agregó.
     
    Por Juliana Arenales para La República.
  • "Colombia puede generar 15.000 empleos en la industria de hidrógeno para 2030"

    Karen Peralta, directora de la Cámara de Hidrógeno Andi-Naturgas, comentó las oportunidades del país en este sector.
    La Cámara de Hidrógeno es una alianza estratégica entre la Andi y Naturgas que se formalizó en 2022. Actualmente incorpora a casi 50 empresas, principalmente del sector de hidrocarburos y de transporte. La Cámara ha avanzado en diversos proyectos para la implementación del hidrógeno verde y la descarbonización de la economía. En la región, Colombia ya se perfila como un referente en producción, con posibilidades de llegar a exportar.
     
    "La industria ha crecido muy rápido, lo que uno puede ver es que el sector empresarial del país ya le está apostando a la creación de nuevos energéticos que estén en línea con la sostenibilidad. Hemos avanzado, por ejemplo, en proyectos pilotos para el uso de hidrógeno combustible en transporte masivo", explicó Karen Peralta, directora de la Cámara.
     
    Entre ellos, en marzo de este año, Fanalca y Ecopetrol inauguraron un bus de hidrógeno con apoyo del Gobierno Nacional. "Este bus fue ensamblado en Colombia, es significativo pues demuestra que en el país sí se pueden desarrollar encadenamientos productivos alrededor del hidrógeno", dijo.
     
    En Medellín y en Cartagena también hay algunos vehículos que funcionan con este producto, lo que se busca entonces es masificar estas alternativas de movilidad. En el sector energético, por ejemplo, empresas como Promigas también están trabajando en inyectar hidrógeno en redes de gas natural para reducir las emisiones de dióxido de carbono.
     
    "Nuestro propósito es articular a los actores para seguir generando propuestas en la industria. Colombia puede generar 15.000 empleos en la industria del hidrógeno para 2030. Lo que vemos desde la Cámara es que hay que seguir desarrollando propuestas para que ese potencial se pueda conseguir", dijo Peralta.
     
    Un punto clave para seguir desarrollando esta oportunidad de negocio es la transición energética, y sobre esto, la directora de la Cámara comentó que "nosotros somos un complemento relevante para alcanzar los objetivos de sostenibilidad planteados en la actual agenda. Colombia tiene el potencial de ser el cuarto país más competitivo en la producción de hidrógeno verde en el mundo para 2050". Teniendo esto en cuenta, el hidrógeno se perfila como una estrategia clave para la descarbonización de la economía, pues puede contribuir con reducir hasta 10% de las emisiones globales.
     
    Como dato a resaltar, cerca de 70% de los asociados de la Cámara de Hidrógeno Andi-Naturgas son empresas del sector de hidrocarburos, y "estas son las empresas que en este momento tienen el músculo financiero para apostarle a las nuevas energías. El mensaje importante es la gradualidad en esta transición, pues en el corto plazo el hidrógeno no va a sustituir el grueso de los combustibles".
     
    Es decir, Peralta asegura que pese a la proyección del hidrógeno, primero va a haber una sustitución gradual a nivel de materias primas, después se va a evidenciar la sustitución en el sector de combustibles para el transporte masivo, y esto dará paso a producción de energías limpias como fertilizantes verdes. En el entre tanto, mientras se llega a ese proceso de transición total, afirma que se debe seguir impulsando una matriz energética diversificada.
     
    La directora, entonces, identificó cuatro desafíos que se deben atender para seguir fortaleciendo el sector. Para Peralta, se debe trabajar en la reglamentación y estabilidad jurídica, se debe fomentar la creación de demanda, seguir desarrollando infraestructura y capacitar a la fuerza laboral para la creación de tecnologías sostenibles.
     
    ¿Cuál es el panorama del mercado de hidrógeno verde a nivel internacional?
     
    El mercado de hidrógeno se ha venido fortaleciendo en el ámbito global. Hay que aclarar que muchos países no cuentan con los recursos naturales, pero si tienen la capacidad tecnológica, estos se han declarado como importadores netos de hidrógeno. "Estos son mercados muy interesantes para nosotros, a nivel europeo destacan Alemania y Holanda. En Asia están Corea y Japón. Estos se han posicionado como referentes en el sector".
     
    En cuanto a la producción, en la región, comentó que se han perfilado como referentes mercados como Colombia, Chile, Brasil y Uruguay. Estos países tienen el potencial de llegar a ser exportadores. "Hemos tenido conversaciones con Corea sobre la posibilidad de exportar, este diálogo debe ser muy coordinado para poder llegar a materializar esta oportunidad", concluyó.
     
    Por Juliana Trujillo para LaRepública.
  • "Colombia tiene todo el potencial para ser la Arabia Saudita de las energías limpias"

    El presidente, Gustavo Petro, dijo que no solo el país, sino la región, tiene la posibilidad de ayudar a la descarbonización de Estados Unidos.
    El presidente de la República, Gustavo Petro, se dirigió a los asistentes del Congreso Anual de Energía Acolgen al medio día de este jueves, espacio en el que resaltó que el fenómeno de El Niño es un tema de incertidumbre.Uno de los puntos relevantes de su discurso radica en que esa amenaza climática puede ser incierta. El jefe de Estado indicó que, aunque los pronósticos se basen en los fenómenos de años anteriores, el que viene puede ser mejor o peor, puso el ejemplo de lo que pasó en Argentina respecto a inundaciones, "no me atendría a los modelos; todos han fracasado, porque estamos viviendo una situación diferente".
     
    Y en línea con esto, el jefe de Estado dijo que en medio del debate hay que hacer la planificación, "debe hacerse en medio de cosas que la humanidad no conoce. El niño en el corto plazo debemos verlo como inesperado. En esos escenarios que son cada vez más difíciles tenemos que prepararnos", recalcó.
     
    Convocó a una mesa de todos los sectores
    El jefe de Estado dijo que se requiere actuar de inmediato ante una amenaza como el cambio climático. "Comparto que hay que hacer una mesa ya, no es para mañana, es emergencia, es urgencia, los tiempos de cambio climático hacen que los gobiernos hacen que sean gobiernos de emergencia, así será en los próximos años", resaltó.
     
    ¿Por qué Colombia apuesta por la transición si emite un bajo porcentaje de emisiones mundiales?
     
    El Presidente explicó que el tema químico es que entre más gases se acumulan más se calienta la superficie terrestre. "1% de la superficie del planeta desata diferentes gantes que rompen los ciclos vitales de muchas especies y se desencadena desastres. Todos seremos afectados, no porque yo emita el o,1% de las emisiones me van a llegar 0,1% de las consecuencias".
     
    El Presidente dijo que, aunque Colombia no sea uno de los emisores mayoritarios de gases de efecto invernadero, se trata de que el país y Latinoamérica tienen alto potencial para la generación de energías limpias. "Lo ideal es eliminar el flujo de CO2 hacia la atmósfera, no podemos eliminar el acumulado. Este es un problema que podemos resolver políticamente hablando".
     
    Además, advirtió también que tenemos que adaptarnos al cambio porque el acumulado ya existente en la atmósfera es el problema más grande, pero si sigue el flujo se va a legar al punto de no vivir a corte de un siglo.
     
    "Este gran problema es una oportunidad para Colombia, porque América del Sur tiene la mayor potencialidad de energías limpias del planeta, unos más que otros, Paraguay y el norte de Chile nos despedaza, pero es que Colombia puede ser la Arabia Saudita de las Energías limpias", resaltó.
     
    El mandatario comentó algo que, según dijo, se ha hablado con Joe Biden, presidente de Estados Unidos, y es que en Colombia hay agua, viento, sol, la selva Amazónica, la cual el Presidente definió como "la esponja de absorción de CO2" y, teniendo en cuenta que Estados Unidos tiene "las chimeneas arrojando CO2, claro que América del Sur puede ayudar a descarbonizar a Estados Unidos".
     
    Complementó que Estados Unidos y la humanidad necesita eso. "Estamos hablando de pilares climáticos fundamentales, no hay que hacer lo que los todos hacen ya 20 años después", agregó. "Si profundizamos nuestra baja huella de carbono, tenemos las posibilidades en el inmediato futuro".
     
    Para él, la Upme no debe pensar solo en el mercado interno, sino en exportación de energías limpias hacia donde se necesite, por ejemplo, Estados Unidos. Este punto deja en claro la intención del mandatario, se trata de posicionar a Colombia en este mercado con la apuesta de la transición.
     
    La transición energética
    El Presidente admitió también que este es un punto neurálgico, porque se trata de llegar a acuerdos con los sectores de energía, a lo que abrió las mesas para ese objetivo. También comentó que la transición simplemente se trata de reemplazar la energía fósil con limpia, "no se trata de adicionar", comentó.
     
    Referente a la apuesta en un nivel más general, habló del objetivo de las seis gigas en energías limpias, "para hacer un pacto tenemos que saber cuál es la base del pacto, el pacto debe ser cómo reemplazamos en nuestra matiz energética esa energía fósil por la limpia", comentó, haciendo referencia a la invitación de la presidenta de Acolgen, Natalia Gutiérrez, quien en su discurso puso sobre la mesa un pacto entre el sector y el Estado.
     
    A su vez, reconoció que no se trata de una transición de cuatro años, sino de al menos 10 o 20 años de transformar la economía. Para el mandatario, la estrategia para generación radica en "agua usada de noche y sol en el día, es complementario".
     
    En un paso por la historia, enfatizó en los conceptos de la crisis climática
    "El sector energético es crucial, para bien o para mal. Estar en el sector implica conocer este tema con profundidad. Cada semana salen datos nuevos y nunca son favorables, cada vez son más pesimistas. Aún así quiero recalcar que es el primer problema de la humanidad y nos puede extinguir", enfatizó.
     
    Recordó que necesariamente esta problemática "genera cosas que no sabemos de nuestra historia y que van a aparecer en términos económicos, políticos y sociales a escala planetaria. Si no me creen a mí, no es sino abrir los paneles de expertos, para ver si miento. La ciencia es la que nos está diciendo esto, no es un partido, ideología o corriente cultural; es la ciencia".
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • "Contamos con los recursos de generación de energía para atender la demanda"

    A pesar de la disminución de embalses de energía en febrero, XM asegura que Colombia podría atender la demanda energética.
    De acuerdo con un reporte de XM, entidad encargada de la operación del Sistema Interconectado Nacional y la administración del Mercado de Energía Mayorista, en febrero, los embalses de energía de Colombia cerraron en un 43,81% de su capacidad útil, una disminución de 11,98% en comparación con enero de 2024. Sin embargo, la generación de energía en febrero fue de 6,555.03 GWh, un crecimiento del 5,74% frente al mismo mes del año anterior.
     
    Juan Carlos Morales, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM, apuntó que a pesar de la disminución de los embalses en febrero, el análisis estima que, en caso de mantenerse El Niño en históricos pasados y sin eventos extraordinarios, "el país cuenta con los recursos suficientes de generación de energía y sus recursos primarios (principalmente agua, gas, carbón y combustibles líquidos) para atender la demanda de energía lo que resta del verano 2023-2024".
     
    El informe indica que en febrero, hubo un acumulado de 62,83%, distribuido de la siguiente manera: Oriente con 82,62%, Valle con 57,93%, Centro con 75,94%, Antioquia con 57,97%, Caldas con 59,02% y Caribe con 87,14%.
     
    En cuanto a la generación de energía, 68,14% de la generación se debió a recursos renovables, como la hidráulica, y el 31,86% restante se debió a recursos no renovables, incluyendo el combustible fósil.
     
    ¿Cómo le fue al país en el mercado?
     
    Durante febrero, Colombia y Ecuador realizaron intercambios de electricidad. En este mes, Colombia compró a Ecuador una cantidad de electricidad de 4,70 GWh, lo cual es casi 9 veces más que lo que compró el mes anterior (0,47 GWh).
     
    Por otro lado, la cantidad de electricidad que Colombia vendió a Ecuador fue de 10,09 GWh, lo cual es casi un 78% menos que lo que vendió el mes anterior (45,49 GWh).
     
    Por Alejadro Rodríguez para LaRepública.
  • "Cuando llegue el precio de la gasolina a $15.500, el galón de diésel también subirá"

    Ricardo Bonilla, ministro de Hacienda, habló en BluRadio sobre el tope que necesita llegar el precio de la gasolina y diésel.
    El primero de julio se llevó el incremento de $600, siguiendo la tendencia de meses atrás. Con el alza, el precio promedio queda en $12.964 por galón. Andrés Velasco, director técnico del Comité Autónomo de la Regla Fiscal (Carf), estima que la brecha entre el precio del galón en Colombia y el internacional “está rondando $2.000, dependiendo de las fluctuaciones del precio internacional y la tasa de cambio”.
     
    Ayer, además, el Dane reportó el dato de inflación para junio, cerrando en 12,13% anual.
     
    Sobre esto, Ricardo Bonilla, ministro de Hacienda, dijo a BluRadio que si bien la inflación empezó a ceder en los alimentos, en los combustibles parece no tener el mismo comportamiento. Además, dijo que tan pronto se logré igualar el precio de la gasolina a $15.500, empezará a subir también el del diésel.
     
    “Estamos corrigiendo un problema que heredamos del Gobierno anterior, que nos congeló el precio de los combustibles y eso tiene un impacto gravísimo sobre la inflación porque es una inflación comprimida que hasta ahora se está reflejando”, explicó el ministro.
     
    La gasolina aumentó $600
     
    El comportamiento alcista de la gasolina, según explica el directivo, se ha hecho como medida para contrarrestar la presión inflacionaria sobre alimentos y servicios.
     
    "Tan pronto se logré igualar el precio de la gasolina a $15.500, empezará a subir también el del diésel. Por eso, necesitamos llegar a la referencia internacional”, dice Bonilla en la radio.
     
    Y concluye, “queremos revisar. Primero cerrar el precio de la gasolina y ahí si seguir con el precio del diésel. Tan pronto terminemos de igualar el precio de la gasolina, comenzamos con el diésel; tenemos todavía que el 20% se importa, es decir, un menor impacto”.
     
    Por Danuella Rodríguez para LaRepública.
  • "El agua de los embalses solo es suficiente para generar cerca de 55% de la energía"

    Camilo Marulanda, presidente de Isagen, se refirió a los $7 billones al año que necesita la industria para responder las necesidades de demanda.
    En enero, la Upme estimaba que entre 2023 y 2024 la demanda de energía eléctrica se encontraría en niveles diarios de 191 a 232 GWh-día, lo que representaría un aumento de 3,1% frente a 2021. A mediano plazo, la tasa de crecimiento promedio año se estimaba en hasta 3,35%. El problema es que ese consumo se disparó casi 5%.
     
    Este es solo uno de los motivos por los que los últimos días se viene hablando de una crisis en la industria energética, más cuando está por llegar el pico de El Niño que afectará los niveles de los embalses.
     
    Camilo Marulanda presidente de Isagen (empresa con 19 centrales de generación de energía 100% renovable, de las cuales 15 son hidroeléctricas), dio un diagnóstico de la situación, y ve que se necesitan $7 billones anuales en inversiones para abastecer el crecimiento anual de la demanda.
     
    ¿Cuánta energía está generando Isagen y esta es suficiente para el nivel de demanda?
     
    La compañía está viendo los aportes hídricos sensiblemente disminuidos por lo que está generando aproximadamente 30 Gigavatios hora/día. Esta cantidad viene cubriendo únicamente los contratos de largo plazo de nuestros clientes.
     
    Estos niveles de generación obedecen a los bajos niveles de aportes hídricos a nuestras plantas. Vale la pena destacar que el agua que está ingresando diariamente a los embalses de Colombia, solo es suficiente para generar cerca del 55% de la energía que se consume en el país en cada día y que llevamos cinco meses con aportes por debajo de la media histórica.
     
    ¿Por qué no salen a vender energía en bolsa?
     
    En la actualidad, por las condiciones descritas, la compañía no cuenta con excedentes para vender en la bolsa y por lo tanto no se está beneficiando de los elevados precios actuales. De hecho, durante las últimas semanas se ha visto en la necesidad de comprar energía en la bolsa que vienen fuentes térmicas, a los altos precios del mercado (ante las bajas afluencias en nuestros embalses), para así honrar nuestros compromisos contractuales.
     
    ¿Qué puede esperar el consumidor con las noticias de los últimos días? ¿Precios altos?
     
    La entendible angustia de los consumidores, así como de los dirigentes políticos, debe ser un llamado a la acción por parte todos los actores. En el caso de los generadores vale la pena destacar desde 2022 realizamos descuentos multimillonarios y otorgamos plazos de financiación a los distribuidores. Hemos planteado algunas alternativas al gobierno como que, a partir de un techo en los precios de bolsa, se destine el excedente a un programa de subsidios. Hemos manifestado nuestra disposición a ampliar la financiación los distribuidores de energía sí se nos otorgan garantías de pago idóneas, así como a construir con el gobierno un esquema que nos permita vender los excedentes de generación a precios de contratos de largo plazo en vez de bolsa. Lo que estamos viviendo como sector se trata de un problema complejo que se deriva de la no ampliación de la oferta, problemas en la transmisión y la distribución, efectos de diferimientos tarifarios previos y, por lo tanto, a la solución deben contribuir todos los actores incluyendo un aporte de recursos públicos que alivie la caja de algunas distribuidoras que están en situación crítica.
     
    ¿Nos enfrentamos a un racionamiento de energía?
     
    En el corto plazo no, pero es relevante tener en cuenta que la principal explicación de la coyuntura de precios actual es el retraso en el ingreso de aproximadamente 4.000 MW de capacidad que el sistema, que los agentes estaban esperando desde hace más de dos años.
     
    Esos retrasos en el ingreso de capacidad representados principalmente por Hidroituango (que hoy funciona a 25% de su capacidad) y cerca de 2.500 Mw de proyectos eólicos de La Guajira (por cuenta del atraso de la línea de transmisión de La Colectora y problemas socioambientales), equivalen a cerca del 20% de la capacidad total del país.
     
    Además de este déficit, la demanda ha venido incrementando anualmente cerca del 5%, frente a unas proyecciones de la Upme del 2,5%. En resumen, frente lo que el mercado esperaba la oferta no se ha incrementado y la demanda se ha crecido aceleradamente. En nuestra opinión vamos a pasar este “niño”, pero sino se amplía la capacidad atrayendo inversiones cuantiosas en dos años podríamos estar enfrentando serias dificultades.
     
    ¿Están preparados para el pico de El Niño que se calcula entre diciembre y enero?
     
    Isagen se viene preparando para afrontar el fenómeno de El Niño, manteniendo los niveles de los embalses en niveles óptimos y administrando de forma prudente los recursos hídricos, para garantizar la energía a precios competitivos de los contratos de largo plazo a todos sus clientes.
     
    ¿Creen que los precios de la energía al consumidor serán aún más elevados en 2024?
     
    La discusión debe ir mucho más allá del 2024, el debate de tarifas y especialmente de precios en bolsa de corto plazo no está dejando abordar el reto real de generar una capacidad de generación suficiente para soportar el crecimiento del país. Si el fenómeno de El Niño es largo, tendremos tarifas altas unos meses, pero si no se da un impulso decisivo al crecimiento del sector con reglas de juego estables, tendremos precios altos y problemas de suministro por años.
     
    ¿Cuál es el papel de Isagen en la cadena de energía?
     
    Isagen está cerca de cumplir 30 años de generación de energía limpia. Somos una de las más grandes generadoras del país, gracias a las 19 centrales de generación de energía 100% renovable. 15 de ellas son hidroeléctricas, que aportan más de 3.000 megavatios de capacidad (Mw) a la matriz nacional. También estamos creciendo en renovables no convencionales y ya tenemos en operación dos parques eólicos y dos solares, culminados en 2022, que aportan a la operación segura y confiable del sistema, haciéndolo más resiliente a los efectos del clima.
     
    ¿De cuánto son las inversiones que tienen pensadas?
     
    Isagen en los últimos tres años ha adelantado inversiones por cerca de $4 billones que incluyen la adquisición de más de 200 Mw hidráulicos, la construcción y puesta en operación de 32 Mw eólicos y la construcción de 140 Mw solares, 100 de ellos próximos a entrar en operación en el municipio de Sabanalarga. Tenemos un portafolio de proyectos de crecimiento muy interesante para seguir aportando a la transición energética del país, pero requerimos señales más claras de política pública.
     
    Los inversionistas no sólo de Isagen, sino del sector, necesitan reglas de juego estables e instituciones funcionales para seguir contribuyendo a la expansión de la capacidad de generación, una actividad que por definición es muy exigente en capital y con retornos a muy largo plazo. El país necesita aproximadamente $7 billones anuales en inversiones para abastecer el crecimiento anual de la demanda colombiana.
     
    Por Mauricio López & Daniella Rogríguez para LaRepública.
     
  • "Hay que hacer ajustes energéticos"

    Con la Ley de Energías Renovables se busca que quien tenga excedentes de energía pueda venderlos al sistema
     
    El futuro del mercado eléctrico en Colombia es altamente positivo. Sin embargo, hay que hacer algunos ajustes que le permitan al país convertirse en el ‘hub’ energético más importante de la región, que no solo beneficie a los consumidores, con precios más bajos y una mayor eficiencia, sino también al país con ingresos por la exportación de energía.
     
    Esta fue la conclusión del Foro de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), en el que expertos extranjeros como Robert Armstrong, director de Director de la Iniciativa de Energía de MIT, contó que “en Colombia todo son oportunidades. Es un país con muchos recursos naturales disponibles para su aprovechamiento. Hay petróleo, carbón, gas y por supuesto la generación hídrica”.
     
    Pero para ello será necesario hacer ajustes que le permitan al país aprovechar, de manera organizada y eficiente, todos esos recursos para un mayor crecimiento armónico del sector y de la economía nacional, sostuvo.
     
    “Consideramos que el valor que puede generar Colombia tiene que ver con la posibilidad de exportar y crearle riqueza al Estado, pero también cómo optimizar el tema de la capacidad energética para el consumo de los usuarios locales con eficiencia”, manifestó.
     
    El presidente de la junta directiva de Andeg, Luis Miguel Fernández, señaló que es el momento propicio, al encontrarnos ad portas del nuevo Plan Nacional de Desarrollo para el segundo mandato del presidente Juan Manuel Santos, para que desde la industria, el Gobierno y la academia, juntos construyamos una visión del mercado energético para el próximo cuatrienio.
     
    Por su parte, Carlos Batlle, experto español, recalcó que hoy todos tienen puestos sus ojos en las reformas energéticas que ha implementado Colombia, como la norma de mercado por confiabilidad, un seguro que garantiza el servicio.
     
    Entre tanto el presidente Ejecutivo de Andeg, Alejandro Castañeda, aseguró que si bien el sector eléctrico ha funcionado como un relojito en los últimos 25 años y es un mercado robusto que ha respondido ante los eventos climáticos, hay elementos que se deben analizar.
     
    “Es necesario tener en cuenta a los usuarios, para que se vuelvan más activos en el control del servicio. Además, mejorar el servicio de los actores de la cadena”, indicó.
     
    Castañeda considera que este tipo de foros permite abrir el debate sobre la necesidad de mejorar las formas de coordinación entre el sector del gas y el eléctrico.
     
    “El sector del gas introdujo reformas en los últimos dos años, lo que le ha permitido mejorar su mercado. Ahora es tiempo de que el eléctrico se acondicione un poquito mejor, para ganar eficiencia”, añadió.
     
    Con la Ley de Energías Renovables, que debe reglamentarse muy rápido, quien tenga paneles solares en sus casas y le sobre energía, puede venderla a la red, es decir, además quien autogenere podrá hacer lo mismo. A esto se sumará la búsqueda de nuevas alternativas energéticas. 
     
    Por: Jairo Chacón
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • “Desde antes de su nacimiento la planta de Bioenergy era inviable”, Contraloría

    Según la CNR, las posibilidades de que genere rentabilidad son muy bajas y no aporta ningún valor agregado a los colombianos. 
     
    Menos de 24 horas después de haberse producido el primer litro de etanol en la planta de Bioenergy, este proyecto ya enfrenta su primer escándalo. 
     
    Este viernes, la Contraloría General de la República señaló que desde antes de su nacimiento, la planta era inviable, ya que las posibilidades de general rentabilidad son muy bajas y esta no aporta ningún valor agregado a los colombianos. 
     
    Según un estudio técnico, adelantado por la Contraloría, Bioenergy ha generado unos cuantiosos costos adicionales y es difícil que resulte rentable para sus accionistas. 
     
    De acuerdo con una evaluación realizada por el organismo de control, las posibilidades de rentabilidad sobre la inversión para Ecopetrol son muy bajas.
     
    Además, el horizonte de recuperación de la inversión es mayor a 20 años, lo cual no es eficiente, ya que Ecopetrol asumió un alto riesgo aportando más del 50% de la inversión.
     
    El valor acumulado actual de Bioenergy es de 2.18 veces su valor presupuestal inicial.
     
    Como resultado de este estudio, en el 2017 se adelantará una auditoría al proyecto cuestionado. 
     
    La evaluación muestra algunas situaciones que también se identificaron en el proyecto Reficar. 
     
    Aunque la Refinería de Cartagena fue más ingeniería financiera que ingeniería de construcción. En el caso de Bioenergy fue más importante la estructuración societaria y gestores y promotores del proyecto, que lo que verdaderamente valía la pena, una planta que busca alcanzar una producción de 1.000.000 litros diarios de etanol. 
     
    ENTRADA TARDÍA EN EL MERCADO DEL ETANOL 
     
    La Ley 693 de 2001 y el Decreto 3862 de 2005 ordenaron que las gasolinas utilizadas en los centros urbanos de más de 500.000 habitantes, debían contener componentes oxigenados como los alcoholes carburantes, encaminadas a promover la producción sostenible de biocombustibles en Colombia. 
     
    Pero, mientras muchas destilerías en el país aprovecharon esta política pública y desarrollaron modelos de negocios exitosos, Ecopetrol, desde su vinculación al proyecto en el 2007 hasta la fecha, no ha producido un solo litro de etanol, a pesar de haber tenido un mercado cautivo de consumo como es Bogotá. 
     
    ALTA INCERTIDUMBRE Y ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS 
     
    La decisión de emprender este proyecto estratégico se tomó con base en estudios de ingeniería conceptuales, por lo que al hacer la articulación en su modelo de maduración de proyectos, presenta diferencias presupuestales altas (218%) y técnicas, que de haberlas valorado correctamente en su momento lo hubieran calificado como un proyecto inviable. Claramente hoy Bioenergy no aporta valor a los colombianos. 
     
    COSTOS ADICIONALES Y DESEMPEÑO FINANCIERO DEL PROYECTO 
     
    El valor acumulado actual de Bioenergy es de 2.18 veces su valor presupuestal inicial, explicado por la materialización de riesgos de este proyecto, pero especialmente por las inversiones en el componente industrial y agrícola, que hoy son asumidos por Ecopetrol. 
    En resumen, las posibilidades de rentabilidad sobre la inversión para Ecopetrol son muy bajas, con una inversión inicial de US$ 344 millones y una tasa interna de retorno (TIR) del 13,3%. En la actualidad la inversión es cercana a US$750 millones, sin incluir el arranque y los costos pre-operativos y su tasa de retorno de 1,2%, muy inferior al costo promedio del capital, equivalente al 9,9% para este año, por lo que al igual que Reficar, este proyecto tiene que hacer un alto esfuerzo para que resulte rentable para los accionistas. 
     
    CONTRATO DE INGENIERÍA, PROCURA Y CONSTRICCIÓN FRACASADO 
     
    El mecanismo contractual denominado EPC, fracasó en este caso, y, a diferencia de Reficar, este fue terminado y hoy hace parte de un laudo arbitral internacional. 
    Sin embargo, la firma ejecutora del EPC, la española ISOLUX, mostró su incapacidad técnica, económica y logística para desarrollar un proyecto estratégico para el país en materia de energías limpias. 
     
    MODELO DE SELECCIÓN DEL CONSTRUCTOR 
     
    Se repite el caso de firmas sin condiciones eficientes para el desarrollo de los proyectos intensivos en capital. En los procesos contractuales para la construcción de la planta de etanol en Puerto López (Meta), la experiencia de los ofertantes en la construcción de plantas de similares características técnicas, no fue un factor determinante para su escogencia, otorgándosele a una firma que fue incapaz de llevar el proyecto a condiciones productivas. 
     
    ISOLUX, el único mérito que tuvo, fue ofertar un menor precio, ya que no presentó atributos de experticia y menos aún de capacidad. Sin embargo, los analistas de la Contraloría están pendientes de conocer los detalles del desempeño de Bioenergy, el contratista y los subcontratistas, ya que la información hoy día la tiene Bioenergy bajo carácter de confidencial por la disputa internacional. No obstante, será auditada de forma rigurosa por la CGR, para determinar los hechos presentados en contra del proyecto. 
     
    MÁS INGENIERÍA ORGANIZACIONAL QUE CONSTRUCTIVA 
     
    Reficar fue más ingeniería financiera que ingeniería de construcción. En el caso de Bioenergy fue más importante la estructuración societaria y gestores y promotores del proyecto, que lo que verdaderamente valía la pena, una planta que busca alcanzar una producción de 1.000.000 litros diarios de etanol. 
     
    Es muy importante para la contraloría dentro de su proceso de auditoría, entender la forma de vinculación de socios desde el inicio, lo anterior dado que Ecopetrol siempre actuó como un comprador de participaciones de los agentes que se hacían parte del proyecto, en una compra inicial de 17.6 millones de dólares, hoy el proyecto vale al menos en la contabilidad de costos 750 millones de dólares. 
     
    Sumado a lo anterior, el horizonte de recuperación de la inversión es mayor a 20 años lo cual no es eficiente, ya que Ecopetrol asumió un alto riesgo aportando más del 50% de la inversión. 
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • “El GLP tiene un papel importante en la transición energética justa”, Ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho

    En el marco del 5º Congreso Internacional del GLP - GASNOVA, el Ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, se comprometió a trabajar junto a GASNOVA en la construcción del camino hacia la transición energética justa que necesitan los hogares más vulnerables del país. 
    Bogotá, 24 de agosto del 2023. “Quiero felicitar a GASNOVA por organizar el 5º Congreso Internacional del GLP. Espero que las conclusiones de este evento nos permitan al gobierno y a la industria iniciar un diálogo constructivo y encontrar las maneras de cooperar para sacar adelante este propósito de la transición energética por el bien del país”, aseguró el Ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, durante la instalación del evento organizado por el gremio del GLP en Colombia. 
     
    El líder de la cartera de minas y energía indicó que desde el gobierno del presidente Gustavo Petro están abiertos al diálogo con los gremios, y que desde el Ministerio van a liderar este proceso de diálogos con el sector del GLP. “Queremos iniciar un camino de conversaciones con GASNOVA para construir este camino de la transición energética justa en la cual el Gas LP tiene un papel importante. Tenemos mucho por trabajar”, agregó el Ministro Camacho. 
     
    “Desde el gremio del GLP estamos listos para trabajar junto al gobierno nacional en la consolidación de los usos que tiene el Gas LP para la transición energética justa”, afirmó Alejandro Martínez Villegas, presidente de GASNOVA.  
     
    El 23 y 24 de agosto se llevó a cabo el 5º Congreso Internacional del GLP – GASNOVA, cuyo eslogan es “Gas LP, energía limpia hoy y mañana”, y se dio una mirada al papel del Gas LP en la transición energética, con la participación de 45 conferencistas, panelistas y moderadores que son referentes importantes de los sectores energético y del Gas LP de Francia, Estados Unidos, Bélgica, México, Brasil, Argentina, Perú, Chile y Colombia. 
     
    En Colombia, el Gas LP es utilizado por 12 millones de personas en el 95% del territorio nacional, la gran mayoría pertenecientes a los estratos 1 y 2, y es especialmente utilizado en los sectores residencial, comercial e industrial. 
  • “El sector eléctrico está preparado para afrontar el fenómeno el Niño”: Ángela Montoya, Presidenta de Acolgen

    Gracias al trabajo de planeación y construcción de infraestructura que las autoridades y el sector energético han venido realizando de manera articulada durante las últimas dos décadas, Colombia está preparada para coyunturas climatológicas como el fenómeno del Niño que los expertos anuncian.
     
    Ángela Montoya, Presidenta de Acolgen, sostuvo que “desde el momento en el que se prendieron las alarmas por la potencial ocurrencia de un fenómeno del Niño, el sector ha trabajado para enfrentar esta coyuntura de acuerdo con los parámetros del sistema, incrementando la generación térmica para proteger los embalses y evitar un racionamiento energético. Hemos hecho todas las gestiones comerciales y logísticas necesarias para asegurar el combustible para la operación de las plantas térmicas.
     
    Gracias a que hemos aplicado el principio de prudencia, el nivel promedio de los embalses ha aumentado de manera considerable, del 43,35% en abril, al 72,77% en julio. Esto, y la correcta operación del parque térmico, podemos afirmar que el sistema de generación está funcionado adecuadamente y está preparado para El Niño. El anuncio del Presidente Santos así lo confirma".
     
    El Gobierno Nacional ha incrementado los volúmenes disponibles de gas, privilegiando la necesidad coyuntural que tiene el país sobre las exportaciones de este recurso hacía Venezuela. “Es fundamental que esa disponibilidad se mantenga para poder abastecer a las plantas de generación térmica e incluso, incrementarla” – señala Montoya.
     
    Acolgen y sus asociados respaldan el llamado del Presidente de hacer uso eficiente de la energía y el agua para proteger y preservar  los recursos hídricos del país.
     
    Evolución del nivel de los embalses
     
     
    A
  • “EPM apuesta por la exportación de servicios públicos a quienes quieran ser verdes”

    Darío Amar Flórez, vicepresidente de nuevos negocios de EPM, hizo un balance sobre cómo va la transición energética y cuáles son los próximos desafíos de los servicios públicos.
    Darío Amar Flórez, vicepresidente de nuevos negocios, innovación y tecnología de EPM, fue el encargado de hacer la conferencia de introducción del Foro ‘Desafíos de la transición energética y economía circular’, haciendo un balance sobre en que está y hacia dónde va la transición energética de EPM y de los servicios públicos.
     
    Incluso señaló que “EPM tiene una apuesta de participar en el mercado a nivel mundial exportando servicios públicos, exportando amoniaco, hidrógeno, a países que tienen una apuesta muy decidida de volverse verdes”.
     
    Flórez inició señalando que la transición no es un salto cuántico, sino un proceso gradual. “EPM ha tenido esa apuesta desde hace muchos años, esto no es nuevo”.
     
    Destacó que el primer parque eólico fue el de Jepírachi. “No hay segundo parque eólico, para que tengamos proporción de la apuesta de EPM en ese sentido. Hoy en día EPM tiene dos unidades más de Hidroituango casi que a punto de salir en noviembre y un parque solar”.
     
    Con una matriz energética que hoy está compuesta en cerca de 70% por combustibles fósiles, 16% de gas y 14% de la parte eléctrica, señaló que, tras los compromisos del Acuerdo de París, la transición se hace moviéndose gradualmente hacia otras fuentes, pero “se tiene que mantener el equilibrio entre que las fuentes sean competitivas y que contaminen menos en el planeta”.
     
    De acuerdo con Flórez, los servicios públicos del futuro van a aprovechar la tecnología para ser más eficientes, competitivos y que contaminen menos al mercado.
     
    Actualmente, EPM tiene unos 4.000 megavatios de generación, a los que tendrían que sumarse 100 que van a entrar de Tepuy, 300 adicionales de Ituango y los 1.000 señalados anteriormente.
     
    “La verdad es que la matriz energética de EPM es muy verde, y nosotros gracias a eso le ofrecemos a nuestros clientes una producción muy verde”.
     
    La información, dijo Flórez hacia el final de su intervención, es clave, y puso como ejemplo los medidores prepago, “una alternativa donde el usuario va haciendo recargas, aunque lo crean son 50.000 recargas diarias, 45.000 a 47.000 de energía, y unas 3.000 a 5.000 de agua, son personas que recargan en promedio $10.000 en energía, $5.000 en agua”.
     
    Por Carolina Salazar para LaRepública.
  • “Hay que hacer muy rápido el trabajo de regulación de energías renovables”

    Medellín_Con el último Fenómeno de El Niño la necesidad de la energía renovable se hizo evidente. Por eso, el CEO de Siemens Región Suramérica (sin Brasil), Daniel Fernández, dijo que es urgente que se dé una regulación al respecto. Señaló que ven la mayor oportunidad en la energía eólica.
     
    ¿Cuál es el foco de la operación de Siemens en Colombia para este año?
    Nuestro negocio más grande actualmente está en el sector eléctrico, sea generación, transmisión o distribución de energía y ahí queremos seguir creciendo con doble dígito anualmente. Hemos estado muy presentes en el sector de petróleo y gas con equipo rotativo, pero también con sistemas de automatización y aquí queremos hacer mucho más, porque vemos que como se bajó el petróleo necesitan mejorar su productividad. Como empresa podemos ofrecer herramientas que ayudan a hacer más eficiente esa operación. Estamos haciendo con empresas como Ecopetrol estudios de cómo mejorar esa productividad.
     
    ¿Cómo les va con el tema de la energía renovable?, ¿cree que falta regulación para que crezca?
    En el tema de regulación se ha hecho un muy buen trabajo en los último años, pero el mercado ha cambiado dramáticamente en muy poco tiempo y lo hemos visto en los últimos meses y se ha creado la conciencia de que por el cambio climático no podemos seguir operando como lo hemos hecho, por lo que necesitamos urgentemente complementar el sistema eléctrico con energía renovable. Pero aquí hace falta regulación para que  inversionistas puedan participar.
     
    ¿Regulación para que se pueda vender?
    Hoy en día se habla hasta ahora de un cargo de confiabilidad y el concepto debe ser otro. No quiero entrar en detalles de regulación, pero hay que hacer ese trabajo y hay que hacerlo muy rápido, porque sinceramente Colombia en ese aspecto está en último lugar en energías renovables. El país tiene 18 megavatios eólicos que es nada. Aquí hay que hacer algo urgentemente.
     
    ¿Cuál es la línea con mayor oportunidad de crecimiento?
    Está en el sector eólico porque hoy en día estamos en cero, Siemens es uno de los jugadores más importantes como fabricante de torres eólicas.
     
    ¿Cómo ve la adopción de cuarta revolución?
    La  digitalización es algo que va a impactar  cada vez más en la industria y todas las economías tienen que prepararse lo antes posible para estos retos, preparase como personas y crear tal vez nuevas empresas. Está muy ligado a la innovación, entonces este es uno de los temas más importantes que vamos a ver en Colombia y en todo el mundo.
     
    ¿Sí hay un interés de verdad por parte de las empresas?
    Nosotros trabajamos en Colombia muy intensivamente en digitalización con clientes, empresas como Bavaria, como Nutresa, todas las empresas del sector eléctrico, el centro de control XM, es decir la presencia y el mercado ya existen desde hace varios años. El desafío es para las pequeñas empresas, que no saben cómo acceder a ese mercado y cómo los beneficia.
     
    ¿Qué sectores son los más adelantados en ese proceso?
    Hay que diferenciar entre digitalización para la industria y por otro lado del tipo software común, más accesible para todo el mundo. En este último hay mucha actividad y mucha creatividad. En este aspecto el sector financiero en Colombia es el más avanzado. En la industria,  ahí yo creo que el más avanzado es el eléctrico.
     
    La opinión
     
    Germán Arce
    Ministro de Minas y Energía
    “Estamos trabajando en la normatividad y regulación para incentivar la inversión en fuentes no convencionales de energía para tener un sistema diversificado”.
     
     
    Fuente: LArepublica.co / Maria Alejandra Sánchez
  • “La suspensión del proyecto Windpeshi en algún momento impactará la operación”

    El presidente de GEB, Juan Ricardo Ortega, dijo en entrevista con LR que Enel genera la mayor parte de los ingresos del Grupo, seguido de TGI y Cálidda.
     
    El Grupo Energía Bogotá (GEB) es accionista de importantes jugadores del sector energético como Enel, TGI, Vanti, entre otros. El presidente de la compañía, Juan Ricardo Ortega, habló con LR sobre el balance de operación y los retos que vienen para el sector.
     
    ¿Cómo va la operación?
     
    En el primer trimestre nos fue bien y todo indica que en el semestre también. Estamos cerrando renovación del contrato con el Gobierno en Guatemala. Brasil y Perú también van bien.
     
    Esperamos que la tendencia de crecimiento durante el primer trimestre, que fue a dos dígitos, se mantenga para el cierre del año.
     
    ¿Les afecta la suspensión de Windpeshi?
     
    La suspensión del proyecto de Windpeshi, de Enel, en algún momento va a impactar la operación. Esta año iba a ser el mejor en la historia del Grupo, no sé cómo terminará siendo el impacto, lo que va a determinar eso es si se logra que alguien tome el proyecto, en cuánto y cuándo se venda, pero la suspensión como tal hace cada vez más improbable el proyecto.
     
    ¿Cuál empresa les aporta más utilidad?
     
    La de mayor aporte es Enel, de la cual somos accionistas minoritarios, es aproximadamente 50%. Después vienen TGI, de transporte de gas en Colombia, y Cálidda, de distribución de gas en Perú. Luego está Brasil, con Argo y viene después Promigas, que somos dueños de 16% y Vanti con 25%.
     
    ¿Cómo ven el impacto del fenómeno de El Niño?
     
    Estamos preparados con TGI para transportar el gas, el problema es la falta del mismo. El país necesita certidumbre en el abastecimiento de gas, aproximadamente 100 millones de pies cúbicos diarios para alimentar todas las termoeléctricas en caso de un fenómeno de El Niño extremo.
     
    ¿Cómo ven la propuesta de comunidades energéticas?
     
    La comunidad energética es un proceso de acuerdos de poblaciones, como en una propiedad horizontal, en la que se ponen de acuerdo para poder generar energía y autoconsumo para todos garantizando que cada quien pague lo que usa. Esos procesos en Colombia no son fáciles, pero serían muy valiosos, pueden funcionar como procesos de compensación. Por ejemplo, en España, la comunidad más exitosa se llama Loreto y ha funcionado bastante bien.
     
    Por Juliana Arenales por LaRepública.
  • “Podemos enfrentar fenómeno de el niño sin generación de guatapé”: minminas

     

    •     Gracias a las medidas que se tomaron en 2015, hoy el país puede enfrentar la pérdida de la hidroeléctrica más importante.


        Con la situación actual, el país cuenta con la energía suficiente para superar el Fenómeno El Niño, pero el sistema eléctrico queda al límite y se necesitará una mayor  conciencia de los colombianos sobre  la importancia de ahorrar energía.

    Así lo anunció el Ministro de Minas y Energía Tomás González Estrada en rueda de prensa donde afirmó que el Gobierno Nacional ha tomado las medidas necesarias para suplir la generación eléctrica de la Central Hidroeléctrica Guatapé y seguir garantizando el abastecimiento para todos los colombianos.

    “Lo que pasó con Guatapé es similar a perder a James Rodríguez en la semifinal del campeonato. Hoy no está disponible un jugador clave y perdimos su aporte en momentos en que más lo necesitábamos. Afortunadamente, a cada inconveniente le hemos encontrado una solución adecuada y hoy podemos decirle al país que seguiremos garantizando el abastecimiento de energía a través de medidas oportunas”, afirmó González Estrada.

    El jefe de la cartera explicó que cuando la oferta térmica era récord en el país y cuando los niveles de los embalses eran suficientes para afrontar la actual hidrología, apareció el incidente de la Central Hidroeléctrica Guatapé, perteneciente a EPM, que afecta también la generación de las hidroeléctricas de Playas y San Carlos. Las tres juntas sumaban alrededor de 15 GWh

    “Hemos estado atentos desde el primer momento a la situación de la hidroeléctrica de EPM. Esperamos que los trabajos de reparación se hagan en el menor tiempo posible para reestablecer la central cuanto antes”, añadió González.

    Para atender la emergencia de Guatapé, el jefe de la cartera divulgó dos acciones inmediatas:

    1.    Uso de plantas de reservas: Gracias a las medidas que tomamos el año pasado, logramos tener reservas de 8GWh, que hoy nos ayudan a respaldar lo que no generamos con Guatapé.

    “Debemos hacer uso de las reservas de energía que habíamos construido con las medidas que tomamos el año pasado. Esto quiere decir que haremos un uso pleno de la generación termoeléctrica que tenemos de reserva: Termocandelaria y Termodorada, así como un mayor uso de los niveles de embalse que habíamos cuidado y nos habíamos esforzado en mantener”, añadió el Ministro.

    2.    Importación de energía: El Ministro Tomás González afirmó que esta semana se reunió con el Ministro de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador con quien se definió la importación de energía hacia Colombia, llegando a niveles superiores de 7GWv para el mes de marzo.

    “Vamos a importar energía de Ecuador, y esto lo podemos realizar fruto de todo el trabajo de integración energética regulatoria, operativa y comercial en la que hemos venido trabajando. Hoy podemos contar con una energía muy importante que nos confirmaron en la visita que tuvimos a los equipos técnicos del Ministerio de Energía de Ecuador” puntualizó González Estrada.

    Además, el jefe de la cartera minero energética aseguró que para tener mayor tranquilidad se buscará reducir el consumo de energía a través de una  estrategia para establecer metas de reducción de la demanda con los comercializadores.  

    Para esto se le ha pedido a la CREG que de la mano de los comercializadores y distribuidores haga un programa de ahorro voluntario de energía, de manera que se pueda incentivar, darle incentivos a aquellos colombianos que tengan un mayor ahorro de energía.

    “Nuestro compromiso siempre ha sido garantizar que los colombianos tengan energía. No hemos permitido que el país se apague, y seguiremos dando la atención oportuna e inmediata a coyunturas como las de Guatapé”, concluyó Tomás González.

     

    paisminero.co

  • “Política Energética y óptimo desarrollo de los recursos: la clave para la competitividad”

    ·         Con las intervenciones de Ángela Montoya Holguín, Presidenta Ejecutiva de ACOLGEN, Nikit Abhyankar Senior Scientific Enginneering Associate International y Luis Ernesto Mejía Castro, ex Ministro de Minas y Energía, fue instalada la VII edición del Encuentro Anual del Sector Energético Colombiano.
     
    ·         El evento cuenta con la ponencia del Ministro de Minas y Energía de Colombia, Tomás González; “Retos y oportunidades para el abastecimiento flexible de Gas Natural para las plantas térmicas y su impacto en la competitividad” quien se la presentará al sector energético del país.
     
    ·         A su vez, el Ministro participará en el conversatorio: Retos y Oportunidades en Política Energética para contribuir a la competitividad a través del óptimo desarrollo de los recursos energéticos en el corto, y mediano plazo; con el Ministro de Energía del Perú; Eleodoro Mayorga y le Viceministro de Ecuador, José Medardo Cadena; y Rosario Córdoba, Presidente Consejo Privado de Competitividad.
     
    El día de hoy, se dio inicio en Bogotá del evento más importante del sector energético de Colombia: “El séptimo Encuentro Anual del Sector Energético Colombiano. Política Energética y óptimo desarrollo de los recursos: la clave para la competitividad”. La inauguración del encuentro, que reúne a los más importantes empresarios, académicos y asesores internacionales del sector, así como a las autoridades de la actividad energética del país y la región,  estuvo a cargo de Ángela Montoya Holguín, presidenta Ejecutiva de ACOLGEN y de Federico Echavarría Vicepresidente de la Junta Directiva de ACOLGEN.
     
    Este encuentro es un excelente espacio de aprendizaje y discusión entre el Gobierno, la academia y las empresas del sector, para el intercambio de conocimientos, experiencias y expectativas que permitan la formulación e implementación de temas de Planeación, Políticas, y Mercado del sector energético colombiano.
     
    “Hoy, el sector eléctrico colombiano es clasificado en los rankings internacionales de sostenibilidad energética en el quinto puesto en materia de seguridad y cuatro en el ámbito ambiental. Aún tenemos grandes retos en materia de equidad energética y acceso a la energía, y es por eso que este espacio es tan importante para discutir el mejor rumbo del sector a favor de los colombianos y el desarrollo del país”, aseguró durante su intervención la presidente de ACOLGEN, Ángela Montoya Holguín.
     
    “Esta posición privilegiada que hoy tiene el país supone un gran reto para todos los actores que estamos en el sector, pues debemos trabajar no sólo para el sostenimiento de estas condiciones, sino también, a partir de nuestro potencial energético, mejorar la competitividad de este sector que es transversal y fundamental para el desarrollo del país”.
     
    Con estas palabras, la presidente de ACOLGEN dio apertura al Encuentro que durante tres días convocará a expertos, autoridades y empresarios, para discutir los temas neurálgicos del sector energético de Colombia en tres grandes módulos: el primero, dedicado a evaluar el mercado y su competitividad, otro, a su marco jurídico y tributario y finalmente, las determinantes ambientales del sector. Los tres grandes objetivos del Encuentro serán:
     
    i)             Identificar el óptimo aprovechamiento del potencial energético colombiano para la generación de energía eléctrica.
    ii)            Establecer retos y oportunidades en política energética para contribuir a la competitividad a través del óptimo desarrollo de los recursos energéticos en el corto y mediano plazo.
    iii)           Caracterizar mercados energéticos mundiales para identificar el impacto de sus fundamentales en la competitividad.
     
    Como invitado especial a este encuentro él arquero mundialista de la selección nacional del fútbol colombiano Faryd Mondragón, quien desde su arco dio un aporte en materia de energia e inyectó una dosis de motivación a todos los presentes. El cierre de esta primera parte del evento estuvo a cargo del Director Nacional de Planeación él doctor Simón Gaviria, quien afirmó estar conciente de las riquezas colombianas frente a sus reservas de carbón y las fuentes hídricas, y seguró estar dispuesto a unir esfuerzos para que la exportación de la energía sea una fuente de creciemiento insustancial para el país.
     
    Acerca de ACOLGÉN  La Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, ACOLGÉN, es una organización gremial conformada por 19 empresas de generación de energía eléctrica, que en conjunto representan el 91% de capacidad eléctrica instalada en Colombia.
     
    ·         El encuentro, que reúne a autoridades, expertos y líderes empresariales del sector energético de Colombia y la región, se llevará a cabo durante los días 7, 8 y 9 de octubre en el Hotel AR Salitre, Bogotá.
     
     
    Jennifer Lozano - Paisminero.co
  • $84.000 millones para llevar red de energía a zonas rurales

    Según el Ministerio de Minas, se espera que 35 proyectos entren en operación a finales del 2017.Unos 30 mil habitantes de las zonas rurales de 26 municipios del país se beneficiarán con 35 proyectos por 84.000 millones de pesos que anunció el Gobierno.
     
    El Ministerio de Minas y Energía dijo que los recursos para los proyectos aprobados provienen del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (Faer).
     
    El titular de esa cartera, Tomás González Estrada, señaló que “esta es una gran noticia para el país, pues seguimos trabajando a favor de las comunidades más vulnerables, garantizando los proyectos necesarios para llevarle energía segura, confiable y de calidad a más colombianos”.
     
    Agregó que con la dotación del servicio a estas comunidades, llegarán más oportunidades, mejor calidad de vida y mayor equidad para las todas las familias.
     
    “Esta es la infraestructura que necesita un país en paz”, expresó el ministro González.
     
    Está previsto que los 35 proyectos entren en operación a finales del 2017. En ese tiempo se espera que sean entregadas las obras y se atienda de forma eficiente la demanda de energía en las nuevas zonas rurales interconectadas.
     
    Esta extensión de la red de energía a zonas rurales del país que no la tenían hace parte del Plan de Expansión de Cobertura que adoptó el Ministerio de Minas para asegurar que más familias colombianas tengan un servicio de energía eléctrica seguro, y que permita contribuir de forma directa en la reducción de la pobreza.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • 180 mil millones como incentivos a la Producción minero-energetica, se entregarán a 101 municipios.

    • A través de un incentivo económico para invertir en proyectos sociales, el Gobierno Nacional  estimula el cumplimiento de las metas de producción a la vez que mejora la calidad de vida y promueve el desarrollo en las regiones productoras de minería e hidrocarburos.
    • El Incentivo a la Producción contempla recursos por $180.000 millones para entregar a 101 municipios productores entre 2015 y 2016.
    • Más de 641,000 habitantes de los departamentos de Cundinamarca, Santander, Huila, Córdoba, Putumayo, Casanare, Antioquia, Tolima, Boyacá, Guajira, Norte de Santander, Cesar, Meta y Arauca, se beneficiarán de la financiación de proyectos de carácter social, ambiental, cultural, de infraestructura y producción económica, que serán posibles gracias a los recursos del plan oficial.

    Sesenta y nueve municipios productores de minería e hidrocarburos ya recibieron $88.000 millones de pesos del programa Incentivo a la Producción, y podrán iniciar la financiación de proyectos que beneficien directamente a sus habitantes y promuevan el desarrollo de sus territorios. El Gobierno Nacional entregará un total de $180.000 millones entre 2015 y 2016, a las regiones productivas del sector minero energético.

    El incentivo del Gobierno tiene como objetivo apoyar el desarrollo integral y la competitividad de los 101 municipios productores de carbón, crudo, gas y níquel del país, a través de unestímulo para el aprovechamiento integral de los recursos naturales no renovables y con ello superar las metas de producción regional y sobrepasar las fluctuaciones de precios del mercado.

    “Los proyectos que estamos financiando brindarán a los habitantes parques, mejoras en su infraestructura y vías de acceso, óptimos espacios para el cuidado de su salud, por mencionar algunos; en resumidas cuentas, estamos ayudando a mejorar la calidad de vida de los colombianos”, aseguró el Ministro de Minas y Energía Tomás González.

    El total de recursos recibidos hasta el momento por los 96 municipios de 12 departamentos productores corresponde a más del 95 por ciento del presupuesto del Programa de Incentivo a la Producción que por la facultad asignada por la Comisión Rectora del Sistema General de Regalías, podrá invertir $180,000 millones en los territorios productores del país.

    Gracias al plan, los territorios productores de Cundinamarca, Santander, Huila, Córdoba, Putumayo, Casanare, Antioquia, Tolima, Boyacá, Guajira, Norte de Santander, Cesar, Meta y Arauca reciben 36 por ciento más de ingresos adicionales a sus asignaciones directas del Sistema General de Regalías. Lo que significa que están en condiciones de financiar 112 proyectos que fomentan y elevan las condiciones de vida de los habitantes (ver cuadro 1).

    Sector

    # Iniciativas

    Monto correspondiente al incentivo

    Transporte

    27

     $        17.870.243.766

    Agua potable y saneamiento básico

    26

     $        31.388.873.535

    Deporte y Recreación

    13

     $          9.997.071.829

    Educación

    12

     $          7.540.259.121

    Agropecuario

    8

     $          7.339.980.825

    Vivienda y Desarrollo Urbano

    6

     $          5.177.702.604

    Ambiente

    5

     $          2.738.462.905

    Energía Eléctrica

    4

     $          2.404.004.320

    Salud

    4

     $          2.303.774.663

    Inclusión Social y Reconciliación

    3

     $              944.817.637

    Vivienda

    2

     $              265.637.907

    Cultura

    1

     $              232.391.065

    Gas

    1

     $              314.433.600

    TOTAL

    112

     $        88.517.653.777

     

     

    Más de 641.000 habitantes del país resultarán beneficiados. Al menos 3.995 niños, 2.271 indígenas podrán acceder a mejores instalaciones, entornos, servicios, programas en sus territorios.  

    “Estamos generando espacios de diálogo entre las comunidades, las empresas, el Gobierno Nacional y regional, iniciándose una ruta de trabajo coordinado para contribuir en el desarrollo sostenible de estos territorios y alcanzar las metas de producción”, indicó el Ministro.

    Con el Incentivo a la Producción se adoptan las prácticas de Buen Gobierno para fomentar la transparencia y la articulación institucional pues diferentes entidades participan del proceso de decisión para la asignación de los recursos a los proyectos.

     

  • 650 Mil Millones en inversiones deja Plan5 Caribe

    El Ministerio de Minas y Energía anunció que en los primeros meses de ejecución del Plan5Caribe se adjudicaron 21 proyectos de transmisión regional por más de $650 mil millones que beneficiarán a habitantes de toda la Región Caribe. Adicionalmente, se están estructurando tres convocatorias adicionales, proyectos que tienen un valor estimado de $216 mil millones.
     
    “Nosotros hicimos un compromiso con los habitantes del Caribe colombiano y continuamos trabajando para robustecer la infraestructura eléctrica y para mejorar las condiciones en la prestación del servicio de energía. Esta es la mejor forma de combatir la pobreza y mejorar la calidad de vida de todos sus habitantes”, afirmó Tomás González, Ministro de Minas y Energía.
     
    En el caso de las inversiones del Sistema de Transmisión Nacional, desde 2014 se han adjudicado nueve proyectos por más de $2.4 billones.
     
    “Identificamos los proyectos que son prioritarios y que son esenciales para fortalecer el sistema de transmisión nacional y regional, así como el sistema de distribución local, para así mejorar la prestación de servicio de energía en la región”, explicó el Ministro.
     
    Los proyectos del Sistema Transmisión Nacional tienen como fin contribuir al mejoramiento de la confiabilidad del sistema y reducir el riesgo de desabastecimiento, mientras que los proyectos de Transmisión Regional, descongestionan redes, permiten atender la demanda y mejoran las condiciones de prestación del servicio.
     
    La empresa prestadora del servicio en el Caribe informó al Ministerio de Minas y Energía que se han puesto en marcha 46 nuevos centros de atención a usuarios, aumentó en 75 el número de brigadas que atienden daños, y en 17 el número de brigadas de poda.
     
     
    Avances en los puntos que componen el Plan5Caribe
     
    Primero. En los últimos seis meses se han destinado recursos por $287 mil millones (subsidios a la demanda) y $59 mil millones (subsidios del Fondo de Energía Social), para ayudar a pagar la factura de energía eléctrica a los usuarios de los estratos más bajos de la Costa Caribe.
     
    Además, se logró la consolidación de un sólo mercado de energía, en el que los usuarios que antes eran atendidos por Energía Social ahora son atendidos por Electricaribe.
     
    Por otra parte, el Ministerio de Minas giró durante lo corrido del 2015, por concepto de FOES de vigencias anteriores, $76 mil millones. Para el año 2016, se estima que girará aproximadamente $124 mil millones.
     
    Segundo. A partir del 2016, habrá un incremento de los recursos para inversiones en el Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE), y para el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales (FAER).
     
    Cabe resaltar que durante los últimos seis meses se destinaron recursos del FAER por más de $19 mil millones y recursos para el PRONE por más de $12 mil millones.
     
    Tercero. Se definieron los proyectos de mayor impacto para el corto y mediano plazo en los Sistemas de Transmisión Regional y Nacional. Ya se han adjudicado 21 proyectos regionales por más de $650 mil millones.
     
    Cuarto. Se abrió el mercado a la competencia a través de convocatorias para los proyectos del Sistema de Trasmisión Nacional y del Sistema de Trasmisión Regional. En los últimos meses llegaron nuevos inversionistas a la región y las siguientes empresas han sido adjudicatarias de los proyectos:
     
    1)    Intercolombia
    2)    Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. (EPSA)
    3)    Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB)
    4)    Consorcio Eléctrico del Caribe
    5)    Consorcio Trelca
    6)    Interconexión Latinoamérica
     
    Quinto. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios ha realizado acciones de vigilancia y control sobre la empresa prestadora del servicio. Ésta deberá presentarle los resultados de los compromisos adquiridos en materia de inversiones para el sistema de distribución local (SDL) y atención al cliente.
     
    Gracias a las nuevas herramientas que se incluyeron en el Plan Nacional de Desarrollo, se otorgó a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios mayores recursos jurídicos y herramientas para emprender acciones de vigilancia, control y sanción sobre la empresa prestadora del servicio.
     
    El Plan5Caribe es una iniciativa del Gobierno Nacional para toda la Costa. Todos deben poner y vigilar para lograr que un servicio estable y confiable de energía sea una realidad para toda la región Caribe.
     
    En la sección Avances – Plan5Caribe la ciudadanía puede conocer todo el desarrollo del plan de acción que ha emprendido la cartera minero energética para mejorar el servicio de energía eléctrica en el Caribe colombiano.
     
    MME
  • 96 municipios han recibido recursos extras de regalías

    Con el mecanismo de incentivos a la producción, que se otorga a las localidades de donde se saca crudo, gas, carbón y níquel, se han distribuido $ 88.517 millones en 16 departamentos. No obstante, para las regiones este monto es un paño de agua tibia con relación a lo que les fue recortado.
     
    Una cancha de fútbol para el municipio de Becerril (Cesar), un proyecto para rehabilitar la quebrada Agua Fría, en Buenos Aires (Cauca), una planta de tratamiento de agua en Mocoa (Putumayo) y la ampliación de las redes eléctricas para mejorar el servicio en seis veredas de Tauramena (Casanare), son algunos de los proyectos que se financiarán con el nuevo incentivo a la producción implementado por el Gobierno para aliviar un poco la reducción de los ingresos por regalías en estas localidades.
     
    En total son 190.000 millones de pesos los que se distribuirán entre el 2015 y el 2016, de los cuales ya se han asignado 88.517 millones, es decir, se ha distribuido el 95 por ciento de los recursos presupuestados para este año.
     
    En algunos casos, los proyectos aprobados, son financiados también con recursos propios de los municipios, y por empresas productoras.
     
    Casi la mitad de los proyectos son para obras de transporte, agua potable y saneamiento básico. Pero también hay algunas iniciativas que no van dirigidas al cubrimiento de necesidades básicas insatisfechas de las localidades, como un proyecto de 502 millones de pesos para la construcción de obras de arte en los sectores Pradera y La Siberia en el municipio de San Vicente de Chucurí, Santander, o los 320 millones de pesos asignados para el diseño y ejecución de un programa de educación ambiental, organización y arborización ecológica en el municipio de Los Palmitos, en Sucre.
     
    De acuerdo con el viceministro de Energía, Carlos Fernando Eraso Calero, el espíritu de este incentivo es que las comunidades donde operan las empresas productoras vean en sus territorios los beneficios de tener una operación minera o petrolera.
     
    “Se trata de destinar una porción de los recursos que tenemos para el funcionamiento del sistema de regalías y dárselo a estos municipios productores para que puedan acometer inversiones en diferentes tipos de proyectos que traigan beneficios económicos y sociales a sus comunidades”, explicó el funcionario.
     
    ¿PAÑOS DE AGUA TIBIA?
     
    Pese a las buenas intenciones, para los líderes regionales estos recursos corresponden a un paño de agua tibia, frente a la situación actual de los municipios.
     
    Es que en algunos casos, como el de Montelíbano, Córdoba, sede de Cerro Matoso, la mina de mayor producción de níquel en América Latina, el incentivo obtenido no alcanza a compensar ni la tercera parte de lo que dejó de recibir el municipio por cuenta de la caída de la producción, los precios y la reforma a las regalías.
     
    Según los datos del Departamento Nacional de Planeación, DNP, entre el bienio 2013-2014 y el 2015-2016, a este municipio las asignaciones totales (directas, específicas y por el Fondo Nacional de Pensiones de las Entidades Territoriales, Fonpet) se le redujeron en 5.035 millones de pesos.
     
    Mediante el incentivo, este año se le asignaron s por 731 millones de pesos, para la construcción de un centro de desarrollo infantil y un proyecto de restauración ecológica.
     
    De acuerdo con el alcalde de este municipio, Gabriel Calle Demoya, la administración ha detectado además demoras en el giro de los recursos, a tal punto que en ocasiones tarda más de seis meses en realizarse el desembolso.
     
    “Esto es grave, porque por cuenta de la actividad minera las regiones tienen problemas, nosotros tenemos 2.500 familias viviendo en invasión, no podemos cobrar impuesto de industria y comercio a la empresa (Cerro Matoso), porque supuestamente no son industria”, señaló. Para este municipio las regalías son entre el 16 y el 20 por ciento del presupuesto.
     
    Otro caso significativo es el de Puerto Gaitán, Meta, el municipio que alberga al mayor campo petrolero del país: Rubiales.
     
    Allí las regalías se disminuyeron en 20.983 millones de pesos entre el bienio anterior 2013-2014 y el actual 2015-2016.
     
    Por incentivos, este año se le asignaron 14.390 millones de pesos para la construcción del sistema de acueducto y alcantarillado del sector Bateas.
     
    De acuerdo con el presidente de la Federación Nacional de Departamentos, Amylkar Acosta Medina, los incentivos a la producción son solo un paliativo y no cubren a los departamentos.
     
    “El bajonazo en sus ingresos (de los municipios) por concepto de asignación directa de regalías este año ha sido monstruoso, debido a que los productores pasaron de recibir, en promedio, el 74% de la totalidad de las regalías en 2011 (antes de la reforma) a recibir solo el 10%”, señaló el vocero de los gobernadores.
     
    Esta entidad propuso, al Ministerio de Hacienda, que para darle un mayor alivio a las regiones productoras se desplacen 12 puntos porcentuales del 30% de aplazamiento decretado por el Gobierno de los recursos del Presupuesto bienal 2015-2016.
     
    Dada la caída actual de los precios del crudo y la revaluación del dólar, es probable que este año los recursos de las regalías disminuyan en un 30 por ciento. Por lo que el ajuste en el cinturón para las regiones en los próximos años podría ser aún mayor, incluso con el incentivo a la producción.
     
    LAS INICIATIVAS CON MAYORES RECURSOS
     
    Acueducto Puerto Gaitán: Se le asignó un total de $ 14.390 millones al proyecto, que tendrá también recursos de regalías directas.
     
    Complejo deportivo: En Acacías Meta se invertirá $ 3.628 millones en construir un complejo deportivo con patinódromo canchas de fútbol y tenis.
    La Jagua de Ibirico (Cesar): En reparación de víctimas, vías urbanas del municipio, restauración de ecosistemas y unidades productivas agrícolas se invertirán $ 3.442 millones.
     
    Cancha y luz en Becerril: Con $ 3.217 millones de pesos en Becerril (Cesar) se construirán redes para electrificación rural y una cancha de fútbol.
     
    Vías para Castilla: El municipio de Castilla La Nueva, Meta, invertirá $3.210 millones en el mejoramiento de camellones y vías terciarias.
     
    Escuela en Barrancabermeja: En el puerto petrolero invertirán $ 2.572 millones de en la construcción del Colegio Agropecuario la Fortuna, que tendrá capacidad para 548 estudiantes.
     
    Alcantarillado: Con una asignación de $2.540 millones este municipio guajiro construirá una planta de tratamiento de aguas residuales y redes de alcantarillado.
     
    Viviendas para Arauca: La capital del departamento de Arauca hará un proyecto de mejoramiento de vivienda urbana y rural para 255 hogares con 2.474 millones de pesos.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón
  • A final de año estaría lista subasta para sacar 1.500 megavatios de La Guajira

    Los precios de los energéticos, que entregó la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) en días pasados, son la primera parte del plan de referencia de expansión de generación que se entregará en los próximos meses y que indicará cuáles serán los escenarios más probables de desarrollo de proyectos de energía en el mediano plazo.

    Y es precisamente este plan, “más el marco tarifario de la Creg, lo que están esperando los inversionistas para analizar cómo se incluirán las fuentes renovables en la matriz”, explico José Arcos, asesor de temas jurídicos de energía.

    Por otro lado, en inversiones de gas, Arcos explicó que la gran pregunta es ¿quién va a pagar las inversiones que los transportadores han señalado harán en ampliación de varios gasoductos?, “ya que la Creg ha enviado señales rigurosas de que pagará solo lo que se necesita”. 

    Frente a estos temas el director de la Upme, Jorge Valencia Uribe, explicó a LR cuáles son las expectativas del plan, los proyectos de transmisión y dio luces sobre las subastas de gas. 

    La revisión de los precios de energéticos ¿cambió el plan de expansión actual?

    Eso lo vamos a saber en dos o tres meses que quede listo el nuevo plan. Para nosotros es un insumo para empezar a correr los diversos escenarios de expansión para decir cual es la mejor matriz. Tal vez puede haber unas modificaciones, pero en los escenarios que vayan apareciendo podemos encontrar el consumo determinado de cada combustible. Además sabremos la necesidades de expansión en infraestructura. 

    Frente a esas necesidades,  ¿están analizando un proyecto más grande de transmisión en La Guajira? 

    En el plan de expansión 2014-2018 se dio la primera señal para una interconexión de 1.500 megavatios (MW), con eso el año pasado aparecieron proyectos que suman 3.100 MW. Ahora, como es probable que ahí no estemos contabilizando algunas inversiones que ha anunciado Celsia, pero que aún no ha materializado con solicitud de conexión a la Upme, estamos planeando dos fases. 

    La primera, la acaba de adoptar de forma definitiva el Ministerio de Minas y Energía con una resolución, y contempla una línea que facilitará conectar 1.500 megavatios a 2021. Esos fueron resultado de un proceso que hicimos a finales del año pasado en el que se le preguntó a las empresas los avances de los proyectos que tenían ahí. Además, les pedimos que manifestaran con una carta la intensión de realizarlos.

    Los 1.600 adicionales, y otras inversiones que no están dentro de los 3.100 MW que se tienen contemplados y que han ido apareciendo, se van a poder conectar con la segunda fase en 2023. Siendo así, podríamos llegar a 4.000 megavatios. 

    La primera fase ¿cuándo se estaría subastando? 

    Esperamos hacer la convocatoria a finales de este año y principios del entrante. Es decir, a final de este año abriríamos el proceso y tomaría al menos tres meses para que los inversionistas evalúen el proyecto. Ya algunas empresas están adelantando trámites ambientales y sociales con miras a participar.

    Frente a infraestructura de gas ¿cómo van estas subastas? 

    En el plan indicativo de abastecimiento se plantearon las obras que se requieren por aumento de demanda y por confiabilidad. Las de abastecimiento se propone que las hagan, en principio, los transportadores por un esquema de ampliación. 

    Eso dependerá de la disponibilidad de capital de las empresas y de las condiciones regulatorias que establezca la Creg para remuneración. 

    Ahora, si los transportadores deciden que no realizan las obras, nosotros los tomamos, hacemos una convocatoria pública y subastamos en condiciones similares a las del sistema de transmisión eléctrico. Frente al mecanismo específico estamos esperando que la Creg lo entregue con unos ajustes. 

    Frente a confiabilidad van a ser siempre hechas directamente por nosotros. 

    La opinión

    José Arcos

    Asesor en temas jurídicos y regulatorios

    “El momento es importante ya que la Creg está analizando la pertinencia del cargo por confiabilidad y si se migra a un sistema diferente”.

    Fuente:larepublica.co/ Lilian Mariño Espinosa

  • ABC de los cambios que tendrá el reglamento de la Creg

    Con el nuevo decreto, la Comisión de Regulación ahora podrá sesionar con cuatro comisionados y el ministro.
    El Ministerio de Minas y Energía publicó el decreto 1573 de 2023 mediante el cual modificó el reglamento interno de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg). En este decreto firmado por el nuevo ministro, Andrés Camacho, se determina que el quórum ahora será de cinco miembros, bajando desde los siete que eran necesarios previamente.
     
    De acuerdo con el nuevo reglamento, este quórum se logrará con la presencia de al menos el ministro de Minas y Energía y cuatro expertos comisionados, base con la cual se podrán tomar decisiones.
     
    “Las decisiones de la Comisión se tomarán con el voto favorable de por lo menos cinco (5) de sus integrantes. En todo caso, se requiere el voto favorable de alguno de los siguientes miembros: el Ministro de Minas y Energía, o su delegado, el Ministro de Hacienda y Crédito Público, o su delegado, o el director del Departamento Nacional de Planeación, o su delegado”, plantea el nuevo reglamento de la Comisión.
     
    Esto quiere decir que con cinco integrantes, incluido el ministro, se podrán hacer cambios regulatorios.
     
    Ya en el pasado se había modificado el reglamento de la entidad, puesto que se había bajado el número de comisionados, pasándolos de 8 a 6.
     
    Algunos de los temas sobre los que toma decisiones esta Comisión son los relacionados a la reglamentación de los componentes de las tarifas de servicios públicos como el gas y la electricidad. Así mismo, tiene competencia sobre algunos aspectos de la retribución por combustibles líquidos.
     
    Ahora bien, la Creg sesiona con presencia voz y voto del Ministerio de Hacienda, el Ministerio de Minas y el Departamento Nacional de Planeación. Esto significa que la presencia de estos tres podría inclinar fuertemente las decisiones que se tomen dentro de esta entidad.
     
    Esta modificación se da al tiempo que la entidad atraviesa dificultades para completar el número de expertos comisionados.
     
    En días pasados, el director y único experto nombrado en propiedad, José Fernando Prada, renunció a su cargo y a la Comisión. Esto la dejaría con tres comisionados nombrados de forma temporal y cuyos nombramientos están a punto de caducar.
     
    Hasta el momento, de acuerdo con el ministro Camacho en una entrevista con El País, están en la búsqueda de los perfiles que se ajusten a los requerimientos para ser experto comisionado y una vez se tengan se nombrarían en propiedad. Además, el Gobierno había designado a cuatro comisionados en encargo: Manuel Peña, Adriana Jiménez, Juan Carlos Bedoya y Ángela María Sarmiento. No obstante, esta última renunció en días pasados, con lo que el grupo quedó conformado por los 3 comisionados expertos en encargo (trabajando a tiempo parcial) y su director, José Fernando Prada.
     
    Con esto, la salida de Prada dejaría a la comisión sin la posibilidad de sesionar o tomar decisiones. Por este motivo, Amylkar Acosta, exministro de Minas, señaló que la prioridad debería ser nombrar en propiedad a los comisionados, en lugar de cambiar el reglamento para poder tomar decisiones.
     
    Otros expertos del sector, consultados por Portafolio, manifestaron que esto podría llevar a que no se le aceptara la renuncia a Prada, puesto que su salida dejaría a los actuales comisionados en aprietos para sacar adelante temas relacionados.
     
    Esta decisión se da poco después de que Fitch Ratings advirtiera de los riesgos y efectos que tendrán para el sector las modificaciones y los anuncios en la inversión.
     
    “Las medidas regulatorias adversas adoptadas por el Gobierno desde finales de 2022 han debilitado la confianza de los inversores en el sector, desalentando las inversiones en nueva capacidad de generación de electricidad necesaria para satisfacer el crecimiento futuro de la demanda”, comunicó la entidad.
     
    La agenda de la Creg
     
    Este año, la Comisión tiene dentro de sus prioridades temas como la revisión de algunos componentes de las tarifas tanto eléctricas como de gas, que por términos deben revisarse. “Viene la revisión de la metodología comercialización de energía, ahí podrían venir algunos alivios tarifarios para los usuarios”, explicó Prada en entrevista.
     
    Apuntó que otros de los temas que están trabajándose son la asignación administrada de cargo por confiabilidad para los años 25 - 26 y 26 - 27.
     
    De igual forma, “también seguimos con todo el proceso de definición de cargos de distribución y comercialización de gas”, añadió Prada. Otro tema que está en discusión al interior de la entidad es el nuevo indexador para los componentes de la tarifa eléctrica.
     
    Por Portafolio.
     
  • Accionistas de Ecopetrol aprobaron grandes cambios a la petrolera para producir energía renovable

    La petrolera colombiana estatal, Ecopetrol, aprobó este viernes -22 de marzo de 2024- nuevas reformas a sus estatutos: impulsando la idea del presidente Gustavo Petro de hacer de la compañía una dedicada a la transición energética y la producción de energías renovables.
    La propuesta que la compañía llevó a su Asamblea anual buscaba hacer ajustes desde el artículo cuatro que empieza así:
     
    Artículo cuatro. Objeto social: El objeto social de Ecopetrol es el desarrollo, en Colombia o en el exterior, de actividades industriales y comerciales correspondientes o relacionadas con la exploración, explotación, refinación, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de hidrocarburos, sus derivados y productos.
     
    Y la propuesta adiciona “Asimismo, en los términos de la Ley 1118 de 2006, podrá realizar la investigación, desarrollo y comercialización de fuentes convencionales y alternas de energía; la producción, mezcla, almacenamiento, transporte y comercialización de componentes oxigenantes y biocombustibles, la operación portuaria y la realización de cualesquiera actividades conexas, complementarias o útiles para el desarrollo de las anteriores”.
     
    Con la propuesta de reforma al Objeto Social de los Estatutos Sociales de Ecopetrol, aparte del ajuste al artículo cuatro, la empresa presentó la adición de seis nuevos que se suman a los 24 actuales. Estos son:
     
    Artículo 11: Investigación, planeación, estructuración, diseño, construcción, desarrollo, operación, administración, mantenimiento, comercialización, de proyectos de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), así como de recursos ambientalmente sostenibles que en el país son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente (FNCE), dentro del marco de la ley y la regulación aplicable para cada una de ellas, incluyendo pero sin limitarse al desarrollo directo o indirecto, o a través de terceros, de todas las actividades, obras, servicios y productos relacionados con todas las anteriores.
    Artículo 12: Desarrollo, construcción, compra, venta, uso, goce, disposición, o cualquier combinación de estos, de manera directa, indirecta, o en asociación con terceros, respecto de proyectos, infraestructura y actividades asociadas a las FNCE y/o a las FNCER. En todos los casos deberá asegurarse que el desarrollo de estas actividades se haga en cumplimiento y siguiendo los términos y condiciones dados por la ley y la regulación aplicable.
     
    Artículo 13: Investigación, desarrollo, producción, manejo, transporte, almacenamiento y/o comercialización de hidrógeno en sus diferentes modalidades, bien sea como subproducto de sus procesos industriales, o como insumo para sus procesos, operaciones y actividades. Así mismo, podrá investigar, desarrollar, producir, almacenar y comercializar hidrógeno en sus diferentes modalidades con destino a su propio consumo o al de terceros.Para todo lo anterior podrá investigar, estructurar, planear diseñar, desarrollar, construir, operar, mantener y administrar proyectos e infraestructura relacionada con las actividades asociadas al hidrógeno en sus diferentes modalidades dentro del marco de la ley y la regulación aplicable para cada una de ellas, así como ejecutar todas las actividades, obras, servicios, y productos relacionados con tales actividades.
     
    Artículo 14: Desarrollo, construcción, compra, venta, uso, goce, disposición, o cualquier combinación de estos, de manera directa, indirecta, o en asociación con terceros, respecto de proyectos y/o infraestructura de hidrógeno en sus diferentes modalidades. En todos los casos deberá asegurarse que el desarrollo de estas actividades se haga en cumplimiento y siguiendo los términos y condiciones dados por la ley y la regulación aplicable.
     
    Artículo 15: Investigación, planeación, construcción, desarrollo, operación, administración y mantenimiento de proyectos de captura, uso y/o almacenamiento de carbono u otras tecnologías Investigación, planeación, construcción, desarrollo, operación, administración y mantenimiento de proyectos de captura, uso y/o almacenamiento de carbono u otras tecnologías.
     
    Artículo 16: Todas las actividades asociadas a la generación y comercialización de bonos de carbono, u otros instrumentos de mercado para financiar actividades en materia de sostenibilidad.
     
    Por otro lado, al artículo diez (sobre los derechos de los accionistas): Tener acceso a la información pública de la Sociedad en tiempo oportuno y en forma integral e inspeccionar libremente los libros y demás documentos a que se refieren los artículos 446 y 447 del Código del Comercio o las normas que los modifiquen, sustituyan o adicionen, dentro de los 15 días hábiles anteriores a las reuniones de la Asamblea General de Accionistas en las que se consideren los estados financieros de fin de ejercicio, se le adicionó que éstos tendrán acceso al proyecto de escisión, fusión, transformación, por lo menos con 15 días hábiles de antelación a la reunión en la que vaya a ser considerada la propuesta respectiva.
     
    Y, con el fin de asegurar que el ejercicio del derecho de inspección se ejerza en condiciones compatibles con su finalidad, los accionistas deberán observar el reglamento que sobre la materia apruebe la Junta Directiva.
     
    También, sobre las funciones de la Asamblea General de Accionistas (en el artículo 15) se propone aprobar la política de sucesión de los miembros de la Junta Directiva, propuesta por dicho órgano social.
     
    Asimismo, dentro de las propuestas está que las reuniones ordinarias de la Asamblea General de Accionistas se realizarán en el domicilio social; es decir, en cualquier ubicación de Bogotá o de manera virtual dentro de los tres primeros meses de cada año.
     
    Sobre las funciones de la Junta Directiva de Ecopetrol se agregó que ésta podrá proponer la política de sucesión de los miembros de la Junta Directiva para aprobación por parte de la Asamblea General de Accionistas y aprobar la política de sucesión del presidente de la Sociedad.
     
    Vigencia y transición: Mientras la Asamblea General de Accionistas no apruebe una política para la sucesión de los miembros de la Junta Directiva, mantendrá vigencia la política que se encuentre en vigor a la fecha de aprobación de esta reforma estatutaria.
     
    También se propone que la Junta apruebe la adquisición directa por parte de Ecopetrol de participaciones y derechos en sociedades previamente constituidas que tengan un objeto igual, similar, conexo, complementario, necesario o útil para el desarrollo del objeto social de Ecopetrol.
     
    Entre las demás propuestas se pide quitarle el poder a la Asamblea de tomar u ordenar medidas conducentes al restablecimiento del patrimonio neto cuando se presenten pérdidas que lo hayan colocado por debajo del 50 % del capital suscrito de la empresa, tales como la venta de bienes sociales valorizados, la reducción del capital suscrito hecha conforme a la ley o la emisión de nuevas acciones.
     
    Y cualquiera de estas medidas deberá tomarse dentro de los 18 meses siguientes a la determinación de la pérdida. De otro modo, deberá procederse a disolver la empresa.
     
    Por Valora Analitik.
  • ACOLGEN realiza la séptima edición del Encuentro Anual del Sector Energético Colombiano

    El sector de generación de energía en Colombia se ha convertido en un referente internacional por su confiabilidad y eficiencia. El país ha trabajado constantemente por hacer de esta industria uno de los principales motores para el crecimiento de la economía y la competitividad.
     
    Con el fin de generar espacios de diálogo que optimicen la contribución del sector al desarrollo del país, ACOLGEN, hace siete años, realiza el Encuentro Anual del Sector Energético Colombiano, escenario de importantes intercambios entre los actores clave del sector y que ha servido de punto de partida para la articulación de una política energética de acuerdo con las necesidades del país.
     
    Este año, la séptima edición del Encuentro del Sector Energético Colombiano se realizará el próximo 7, 8 y 9 de Octubre en Bogotá, durante estos tres días, autoridades del sector en Colombia y Latinoamérica, expertos nacionales e internacionales, empresarios y académicos, harán contribuciones valiosas para hacer un balance objetivo y constructivo de la actividad energética nacional. Estos son algunos de los principales panelistas que estarán compartiendo sus opiniones durante el evento:
     
    ·         Dr. Eleodoro Mayorga: Ministro de Energía de Perú
    ·         Dr. Tomás González: Ministro de Minas y Energía de Colombia
    ·         Dr. Gabriel Vallejo: Ministro de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible de Colombia
    ·         Dr. José Cadena: Viceministro de Energía de Ecuador
    ·         Dr. Carlos Eraso: Viceministro de Energía de Colombia
    ·         Nikit Abhyankar: Senior Scientific Engineering Associate del International Energy Studies Group del Departamento de Energía de EEUU
    ·         Ruth Tiffer: Senior Environmental Specialist World Bank
    ·         Joerg Hartman: Accredited Assessor Hydropower Sustainability Assessment Protocol
     
    La agenda temática del VII Encuentro del Sector Energético, se desarrollará en tres módulos que integran todas las variables necesarias para afianzar el desarrollo del sector: el primero, dedicado a evaluar el mercado y su competitividad, otro, a su marco jurídico y tributario y finalmente, las determinantes ambientales del sector
     
    Acerca de ACOLGEN  La Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, ACOLGEN, es una organización gremial conformada por 19 empresas de generación de energía eléctrica, que en conjunto representan el 91% de capacidad eléctrica instalada en Colombia.
     
     
     
  • Adjudicado Proyecto de Transmisión eléctrica Rio Córdoba

    El Ministerio de Minas y Energía anunció la adjudicación del proyecto de transmisión eléctrica Río Córdoba STR que consiste en el diseño, construcción, operación y  mantenimiento de dos transformadores 220/110 kv de 100 mva en la subestación río córdoba 220/110 kv
     
    La firma adjudicataria de la convocatoria UPME 07- 2014 fue la Empresa de Energía de Bogotá que ofreció $11.361 millones.
     
    “Esta es una gran noticia para el país pues estamos garantizando los proyectos necesarios para llevarle energía segura, confiable y de calidad a más colombianos. Con la energía llegarán más oportunidades, mejor calidad de vida y mayor equidad para las todas las familias”, expresó el Ministro Tomás González Estrada
     
    Durante este año también se ha adjudicado la construcción y operación de la línea de transmisión entre las subestaciones Cerromatoso y Chinú, en el departamento del Córdoba y Copey, en el Cesar; las obras de refuerzo a 500.000 voltios para la zona occidental del país, que interconectan los departamentos de Antioquia, Valle del Cauca y el Eje Cafetero; el proyecto para la construcción de las nuevas subestaciones Ituango y Katíos (Medellín) y las líneas que las conectarán con las subestaciones Cerromatoso, Porce III, Sogamoso y Ancón Sur, en Antioquia, Córdoba y Santander; y también, se adjudicaron las obras de refuerzo de la subestación Valledupar 220 kV, cuyo alcance incluye la definición de las especificaciones técnicas necesarias para su expansión  y construcción.
     
    Lo anterior hace parte del Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2014 – 2028 que adoptó el Ministerio de Minas y Energía para asegurar que la economía tenga fuentes de energía competitivas que le permitan crecer y generar empleo, y contribuir de forma directa en la reducción de la pobreza.
     
    MME
  • Adjudican un total de 10 proyectos por valor de $ 2.2 Billones para Interconexión.

    Inversiones por cerca de $2,2 billones completó el Gobierno Nacional para reforzar el sistema de interconexión eléctrica del país mediante la adjudicación de un total de 10 proyectos que aumentarán la confiabilidad y la calidad en la prestación del servicio, en el marco del “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión”.
     
    En un proceso liderado por el Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), este martes se hizo la más reciente selección para el desarrollo de obras del plan de expansión. Se trata del proyecto La Loma, el cual tiene un valor superior a $26 mil millones y estará a cargo de la Empresa de Energía de Bogotá, empresa que deberá construir una subestación a 500 kV y una línea de cerca de 1 km para intervenir la línea ya existente Ocaña - Copey. Este proyecto permite la conexión de obras del Sistema de Transmisión Regional del Departamento del Cesar y beneficia tanto a comunidades como a industria de esta zona del país.
     
    “La Loma, al igual que los proyectos que se vienen adjudicando desde agosto de 2014, nos dará la infraestructura necesaria para garantizar el suministro de energía eléctrica de manera confiable. Sólo este año le hemos dado viabilidad a proyectos por cerca de $1,7 billones, un rubro sin precedentes destinado a generar competitividad para el país y contribuir de forma directa en la reducción de la pobreza, si tenemos en cuenta que entre 2000 y 2010 se adjudicaron 13 proyectos por $1,1 billones”, explicó el ministro González, quien protocolizó el proceso de adjudicación en un acto en la Casa de Nariño con el acompañamiento del Presidente Juan Manuel Santos.
     
    Adicionalmente, el Ministerio de Minas y Energía trabaja en la estructuración de 8 proyectos más que tendrán un costo superior a los $600.000 millones para los departamentos de Risaralda, Caldas, Tolima, Cundinamarca, Boyacá, Cesar, Guajira, Santander y Valle del Cauca.
     
    “Con energía pondremos a más colombianos a vivir en un mejor país: donde mejore la salud de las personas, mejoren sus ingresos, tengan la posibilidad de consumir mejores alimentos y puedan vivir en un ambiente más seguro”, afirmó el titular de la cartera minero energética desde la Casa de Nariño.
     
    Infraestructura para las diferentes regiones
     
     El 5 de febrero de 2015 la Upme adjudicó a la empresa Interconexión Eléctrica la construcción y operación de la línea de transmisión entre las subestaciones Cerromatoso y Chinú, en el departamento del Córdoba y Copey, en el Cesar.  El trazado eléctrico consta de una longitud de 332 km, de los cuales 132 entre Cerromatoso y Chinú y los restantes 200 hasta la subestación Copey.
     
    El 12 de febrero de 2015 se adjudicaron las obras de refuerzo a 500 kV para la zona occidental del país, que interconectan los departamentos de Antioquia, Valle del Cauca y el Eje Cafetero.
     
    Un nuevo proyecto compuesto de líneas de 500 kV y 230 kV fue adjudicado el 19 de febrero para la construcción del proyecto más grande y ambicioso en la historia del país mediante las nuevas subestaciones Ituango y Katíos (Medellín) y las líneas que las conectarán con las subestaciones Cerromatoso, Porce III, Sogamoso y Ancón Sur, en los departamentos de Antioquia, Córdoba y Santander. En total, la nueva central Ituango tendrá 630 km de trazado eléctrico.   
     
     El 26 de marzo de 2015 se adjudicaron las obras de refuerzo de la subestación Valledupar 220 kV, cuyo alcance incluye la definición de las especificaciones técnicas necesarias para su expansión y construcción.
     
     El 9 de abril fue adjudicado el proyecto de transmisión eléctrica Río Córdoba STR que consiste en el diseño, construcción, operación y mantenimiento de transformadores en la subestación Río Córdoba 220/110 kV.
     
    • El Ministerio de Minas y Energía trabaja en la estructuración de 8 proyectos más que tendrán un costo superior a los $600.000 millones para los departamentos de Risaralda, Caldas, Tolima, Cundinamarca, Boyacá, Cesar, Guajira, Santander y Valle del Cauca.
     
    MME
     
  • Agencia Internacional de Energía pide garantizar el petróleo y el gas para la transición

    La IEA reconoció que Colombia es líder en la formulación de políticas de transición, pero recomendó no perder de vista los objetivos.
    La Agencia Internacional de Energía (IEA, sus siglas en inglés) hizo un llamado al Gobierno de Colombia para garantizar el abastecimiento de petróleo, gas, electricidad y minerales críticos, que la autoridad considera necesarios para seguir la ruta de transición energética. La invitación se hizo a través del informe "Energy Policy Review", correspondiente a Colombia para este año. Entre los consejos que da la IEA está también definir una visión general de la política de transición energética. Además, propone "establecer medidas para conciliar el crecimiento energético asequible y seguro para el desarrollo económico de Colombia".
     
    La IEA reconoció al país como un líder en materia de formulación de políticas públicas sobre transición a energía limpia. "Es un ejemplo inspirador de un país productor de combustibles fósiles comprometido con la acción climática, una vía de descarbonización a largo plazo y una política de diversificación energética", dijo la entidad.
     
    Recordó que Colombia tiene un plan de 2020 a 2050 que busca transformar la producción de energía mediante la diversificación de la matriz. La energía eólica, solar y geotérmica son los pilares de dicha transición, según el informe. "En la COP26, presentó una meta cero y un ambicioso plan que busca la reducción de 51% de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para 2030", dijo la autoridad de energía.
     
    Otra recomendación es generar una garantía de la coherencia de las políticas, objetivos y ambiciones de las leyes de transición. Los planes legislativos propuestos por el país deben tener un seguimiento para establecer los hitos en materia de transición energética.
     
    La IEA afirma que la descarbonización de la economía debe trabajarse con todos los actores del sector: tanto industriales como los habitantes de los territorios. Las pautas sociales, programas, acceso a la energía serán igual de importantes que la reducción de emisiones. "El empleo, la economía y las oportunidades de desarrollo surgen del despliegue de energías limpias a nivel local", dijo la entidad.
     
    Por Cristian Acosta para LaRepública.
  • Al final de este año comenzarían los incrementos graduales para el precio del Acpm

    El MinHacienda espera iniciar con los incrementos cuando se cierre la brecha de precio de la gasolina dentro de cuatro meses y se espera que el galón llegue a $15.000.
    Con un galón de gasolina corriente que ya ronda $13.000, el Ministerio de Hacienda ya ve cercano el inicio del incremento al Acpm. El jefe de esta cartera, Ricardo Bonilla, aseguró que el precio de este combustible deberá llegar a alrededor de $15.000 en 2024.
     
    También reiteró que faltan cuatro meses en el alza de gasolina y que el Acpm no subirá hasta el momento en el que se cierre la brecha con el precio de la gasolina corriente, en este caso, el último mes de incrementos en gasolina será en noviembre y el Acpm empezaría a subir en diciembre.
     
    Con este panorama, la pregunta clave es ¿por cuánto tiempo tendrán que hacerse los aumentos graduales? Según cálculos de Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy, el diferencial del precio nacional contra el internacional con cálculos del 12 de julio es de aproximadamente $5.600 por galón, si se le suma el IVA serían $5.900.
     
    Andrés Velasco, director técnico del Comité Autónomo de la Regla Fiscal (Carf), compartió un cálculo cercano, que es de aproximadamente $5.700 por galón.
     
    Con la experiencia de las alzas de gasolina, se puede calcular que los incrementos sean aproximadamente de $200, $400 o $600; al poner los tres escenarios, cerrar la brecha podría tardar entre 10 y 30 meses, según el analista.
     
    “En un escenario de $200 por mes, serían 30 meses; en uno de $400 por mes, serían 15 meses; y en un escenario de $600 por mes, serían 10 meses de aumentos necesarios, para alcanzar el precio internacional”, señaló Vera.
     
    El déficit del Fepc
     
    El ministro Bonilla dijo que para este año, el déficit en el Fondo de Estabilización de Precios de Combustibles (Fepc) se redujo a $17,8 billones, que se tendrán que pagar en 2024. De este monto, $4 billones son por gasolina y el resto por Acpm o diesel, que aún no se ha modificado.
     
    “Se está cubriendo el pago del segundo semestre de 2022 que vale $8,4 billones, para así financiar el diferencial de los precios de la gasolina”, explicó el ministro. En el escenario de incrementos, Vera calcula que “actualmente al déficit de suman entre $1,06 billones y 1,09 billones por mes, dependiendo de como se mueva el consumo, el cual está entre 6,2 y 6,5 millones de galones por día. Por cada $200 pesos que se aumente el precio, “se reduciría el déficit mensual en $39.000 millones”.
     
    Sin embargo, la inflación será un factor relevante. Según estimaciones del Carf cada 1% (cerca de $90 sobre el precio de venta al público) de aumento en el precio del Acpm, causaría un efecto sobre la inflación en el largo plazo de 0,02%. “Es importante cerrar la brecha entre el precio regulado y la referencia de forma paulatina, ordenada, constante y con un ojo en la inflación”, dijo Velasco.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Alemania considera ampliar los límites de precios de la energía hasta marzo de 2024

    Alemania está considerando extender los límites de precios del gas y la electricidad hasta el final del próximo invierno en marzo de 2024,  informó Reuters  el viernes, citando una fuente anónima. 
    El año pasado, Alemania introdujo un paquete de  200 mil millones de euros  para el llamado “escudo defensivo” para proteger a las empresas y a los consumidores contra el impacto del aumento vertiginoso de los precios de la energía. A finales de septiembre de 2022, el gobierno alemán dijo que abandonaría planes anteriores de imponer un impuesto al gas a los consumidores y, en su lugar, introduciría un límite al precio del gas para frenar las crecientes facturas de energía.   
     
    El paquete ha ayudado con los crecientes costos de la energía a principios del invierno pasado, cuando Alemania perdió todo el suministro del gasoducto ruso a través de Nord Stream y los mercados de materias primas energéticas eran muy volátiles después de la invasión rusa de Ucrania.  
     
    Ahora el gobierno planea ampliar los límites de precios del gas y la energía y la Comisión Europea está revisando la medida, según una fuente de Reuters. Pero Alemania quiere poner fin al recorte del impuesto sobre las ventas para la calefacción urbana y el gas, debido a unos precios de la energía más estables y un presupuesto más austero, señaló la fuente. 
     
    A principios de esta semana, el director ejecutivo de la mayor empresa de servicios públicos del país, RWE, dijo a la publicación alemana WirtschaftsWoche que las interrupciones en el suministro de gas  siguen siendo un riesgo  para Alemania.
     
    "No tenemos ningún amortiguador en el sistema de gas", dijo a  WirtschaftsWoche el director ejecutivo de RWE, Markus Krebber , añadiendo que la mayor economía de Europa debe acelerar la construcción de infraestructura de importación de gas para evitar futuras escaseces.
     
    "Si hay un invierno muy frío o interrupciones en el suministro, se pueden producir situaciones muy críticas y, como resultado, escasez y precios significativamente más altos", según el alto ejecutivo de RWE. 
     
    La advertencia de Krebber de que Alemania y Europa aún no están fuera de peligro se hace eco de opiniones similares de la industria alemana.
     
    El país sigue pidiendo a los consumidores que ahorren gas y espera que los precios del gas natural  se mantengan altos  hasta al menos 2027.  
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • Alemania sustituirá la energía nuclear por plantas de gas natural por 16.000 millones de dólares

    En abril pasado, Alemania cerró sus últimas tres centrales nucleares, marcando el fin de la era atómica del país.
    En abril pasado, Alemania cerró sus últimas tres centrales nucleares, marcando el fin de la era atómica del país. La controvertida decisión se produjo en un momento en que Europa y el público alemán comenzaban a acercarse a la energía nuclear a raíz de la crisis energética del continente tras la invasión rusa de Ucrania. 
     
    "Necesitaremos más energía eléctrica en el futuro. Eso es un hecho. Y un 6% puede ser mucho que perder cuando no hay nada nuevo [para reemplazarlo]. Estaríamos perdiendo un 6% cuando realmente necesitaremos más ", El canciller alemán Olaf Scholz dijo a Deutsche Welle en 2022, poco después de la invasión. 
     
    En aquel entonces, Alemania y decenas de naciones europeas estaban  repensando seriamente sus estrategias de eliminación nuclear  : más del 80% del público alemán estaba a favor de extender la vida útil de los reactores nucleares existentes en el país. El Washington Post incluso informó que Alemania estaba  reparando minas de carbón  y centrales eléctricas que estuvieron inactivas durante más de una década en lo que se denominó una “primavera” para el sector del carbón de Alemania. Anteriormente, el país se había fijado el objetivo de eliminar gradualmente la electricidad generada con carbón para 2038.
     
    Pero como Alemania y Europa no tienen problemas para asegurar nuevos suministros de gas, principalmente de Estados Unidos, la coalición gobernante del país ha cambiado repentinamente de tono. Scholz se muestra ahora inflexible en que " la energía nuclear se acabó " y que la cuestión es  "un caballo muerto en Alemania"  después de enfrentarse a las críticas de miembros del partido Demócratas Libres que advirtieron que abandonar repentinamente la energía nuclear sólo llevaría a quemar más combustibles fósiles. " Quien quisiera construir nuevas centrales nucleares necesitaría 15 años y gastaría entre 15.000 y 20.000 millones de euros cada una ", continuó Scholz. Hace dos años, los políticos alemanes  denunciaron con vehemencia  el intento de la oposición y de la UE de etiquetar la energía nuclear como sostenible.
     
    Bueno, los críticos de Scholz tenían razón. Berlín ha  revelado planes  para gastar 16.000 millones de euros en 10 gigavatios (GW) de nuevas centrales eléctricas alimentadas con gas en una importante reforma de la red energética del país. La coalición gobernante ha anunciado que la nueva estrategia se suma "a la expansión constante de las energías renovables" y es clave para proporcionar un suministro eléctrico estable " incluso en tiempos donde hay poco sol y viento ". El gobierno ha promocionado las centrales eléctricas de gas fósil como " modernas, altamente flexibles y respetuosas con el clima " porque, posteriormente, se convertirán para funcionar con hidrógeno a mediados o finales de la década de 2030. La multinacional energética estatal  Uniper  ha elogiado la medida y ha afirmado que “ se necesita urgentemente una acción rápida porque el proceso de aprobación y la construcción real de centrales eléctricas e instalaciones de almacenamiento llevarán varios años. "Alemania es ahora uno de los principales defensores de la eliminación gradual de la energía nuclear a nivel de la UE.
     
    Como era de esperar, los grupos ecologistas han salido airosos, y Greenpeace ha denunciado la estrategia como un “ ejemplo perfecto de cómo el revuelo en torno al hidrógeno es sólo una cortina de humo para más gas fósil”. "
     
    Desde un punto de vista puramente de emisiones, la energía nuclear es más limpia que el gas natural porque produce cero emisiones de carbono; Las emisiones del ciclo de vida de la energía nuclear son significativamente menores que las de la generación basada en gas y tampoco produce otros gases de efecto invernadero nocivos. Desafortunadamente, varios accidentes nucleares de alto perfil, incluidos Three Mile Island, Chernobyl y Fukushima, probablemente permanecerán grabados en la psique pública durante décadas, si no siglos, convirtiendo a la energía nuclear en la oveja oscura indeleble de la combinación energética global. El gas natural se ve mucho más favorablemente.
     
    Volver a Energías Renovables
     
    Alemania también está abandonando su breve romance con el carbón. El año pasado, la gigantesca empresa energética del país,  LEAG , anunció que convertirá sus centrales térmicas alimentadas con lignito en el  mayor centro de energía verde de Europa,  con una capacidad de entre 7 GW y 14 GW. LEAG tiene el objetivo de instalar entre 7 GW y 14 GW de capacidad de energía eólica y solar; 3 GWh de capacidad de almacenamiento y 2 GW para la producción de hidrógeno verde en la región de Lusacia, en el este de Alemania, para 2040.
     
    Pero Alemania no es la única nación europea que ha reavivado su odio por los combustibles fósiles "sucios". El gigante energético francés  Engie  anunció recientemente planes para construir una planta de gas de 500 megavatios cerca de la ciudad de Nijmegen en los Países Bajos en el lugar de un antiguo generador de carbón. Engie dice que la instalación será una “planta híbrida” y podría funcionar con hidrógeno en el futuro. 
     
    La bonanza del gas natural y el GNL de Estados Unidos ciertamente está ayudando a Europa a hacer caso omiso de los combustibles fósiles con alto contenido de carbono: con exportaciones que promediaron 11,6 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) durante la primera mitad de 2023, y ~70% de Con sus exportaciones a Europa y gran parte del resto a Asia, Estados Unidos es ahora el mayor exportador de GNL del mundo.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Alertas energéticas

    El futuro de la energía se nubla en medio de deterioro de las reservas y transición sin norte.
    En cuestión de semanas una serie de reportes, anuncios y decisiones han venido ratificando las preocupaciones acerca del rumbo de la política energética del gobierno del presidente Gustavo Petro. La transición a una economía descarbonizada y con una menor contribución al cambio climático es una de las banderas más prioritarias del primer mandatario y uno de los ejes de su recientemente sancionado Plan Nacional de Desarrollo. No obstante, la hoja de ruta de esa meta luce hoy sin un norte de política claro y sigue disparando alertas en diversos frentes.
     
    Uno de los más críticos compete al sector eléctrico y su institucionalidad. Ante la creciente probabilidad de un nuevo fenómeno de El Niño, con duración e intensidad impredecibles, las alarmas sobre la generación eléctrica suenan desde hace meses ante el peso del agua en la matriz.
     
    La arquitectura institucional del sector eléctrico en Colombia no solo ha evitado por 30 años la repetición del famoso “apagón”, aun con aumentos del consumo, sino que también ha ampliado y mejorado la calidad y la cobertura del servicio. Si bien se mantienen complejos retos como el de las tarifas –que golpean a los hogares–, la persistente vulnerabilidad a los eventos climáticos y falencias estructurales en el mercado, la regulación independiente y la seguridad jurídica han atraído multimillonarias inversiones y financiado el crecimiento de las energías renovables.
     
    Por tal razón preocupan los continuos embates presidenciales a esta institucionalidad. Los esfuerzos continuados de la Casa de Nariño de minar la autonomía de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) y de intentar intervenir “directa y personalmente” en los servicios públicos envían señales equivocadas hacia los inversionistas y borran las lecciones aprendidas del papel del mercado y de la cooperación público-privada. A lo anterior se añaden las flagrantes contradicciones entre el discurso prorrenovables del Presidente y las decisiones de política que se toman.
     
    Para la muestra, dos botones: el primero se refiere a unos artículos en el Plan de Desarrollo que, junto con la reforma tributaria, prácticamente eliminaron el 75 por ciento de los beneficios para incentivar los proyectos de energía renovable. En segundo lugar, los retrasos en estas iniciativas están atentando directamente contra su viabilidad. La semana pasada Enel Colombia anunció la suspensión indefinida de su parque eólico Windpeshi, en La Guajira, debido, entre otras razones, a los bloqueos y exigencias de las comunidades.
     
    Aunque el presidente Petro calificó de “exabrupto” que estos proyectos de energías limpias sean frenados por razones de licenciamiento ambiental, no hay claridad aún sobre cuáles hayan sido las medidas que el mandatario instruyó para superar esta situación. Es evidente que al Gobierno Nacional y al Ministerio de Minas y Energía en particular les está costando mucho traducir los discursos ambientales y de lucha contra el cambio climático en acciones y ejecuciones tangibles de política energética.
     
    Y por los lados del petróleo y el gas, hace pocos días la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) publicó los resultados de su esperado informe de reservas al cierre del 2022. Con corte al año pasado, Colombia cuenta con una vida útil de sus reservas probadas de 7,5 años en petróleo y 7,2 años en gas –en este último, la autosuficiencia más baja en los últimos 17 años–. En otras palabras, el país tiene menos de estos recursos energéticos en medio de la postura del presidente Petro en contra de la nueva exploración de hidrocarburos.
     
    El escenario que reflejan los datos de la ANH impulsó al sector energético a hacerle un llamado al Gobierno para que reconsidere la firma de nuevos contratos petroleros. Sin un ambicioso plan de exploración tanto de crudo como de gas natural –que tomará varios años en dar sus frutos–, la autosuficiencia energética de la Nación –tan crucial después de la invasión rusa a Ucrania– se pondrá en riesgo muy pronto.
     
    Más allá de la ideología, lo que está en juego en estas decisiones de política es la seguridad energética de Colombia en el mediano plazo. Es decir, con un panorama de reservas probadas y su vida útil tendiendo a la baja, la transición energética debe ajustarse a una estrategia que, sin abandonar la apuesta a la descarbonización y a una economía con menores emisiones, contemple la continuación de la actividad exploratoria y la producción futura de hidrocarburos en el territorio nacional.
     
    En conclusión, el futuro energético del país se nubla cada día más en medio de señales equivocadas a los inversionistas, inestabilidad jurídica y en las reglas del juego, ataques a la regulación independiente, contradicciones en la promoción de las renovables, retrasos en la ejecución de los proyectos, riesgos ante fenómenos climáticos y deterioro de las perspectivas de autosuficiencia. Es la hora de tomar decisiones para disipar estas amenazas y asegurar un camino de seguridad energética. A fin de cuentas, no hay energía más costosa que la que no se produce.
     
    Por El Tiempo
  • Alstom firma un megaproyecto eólico en Brasil por US$432 millones

    El contrato es parte del acuerdo firmado en 2013 entre la corporación francesa y la brasileña Renova. El complejo eólico Umburanas generará 355,5 MW y que abastecerá a 700.000 personas.
     
    La compañía francesa representada en el sector de la generación eléctrica, anunció el lunes que ha firmado un contrato para suministrar 127 turbinas eólicas al complejo Umburanas (Bahía) de la empresa brasileña Renova Energía. El monto del negocio será de 320 millones de euros (US$433 milliones) según detalla Reuters.
     
    La entrega de las turbinas se producirá entre enero de 2017 y enero de 2018, comentó Alstom en un comunicado. Además se detalló que el complejo eólico Umburanas generará 355,5 MW, que abastecerán a 700.000 personas.
     
    “Este Nuevo pedido es parte del acuerdo firmado por las dos empresas en 2013, que implica el desarrollo de más de 440 turbinas eólicas con una capacidad mínima instalada de 1,5 GW”, puntualizó Alstom.
     
    fuente: Sustentare.cl
     
     
  • Alza de energía en la bolsa podría afectar al usuario final: Amylkar Acosta

    COLOMBIA: Alza de energía en la bolsa podría afectar al usuario final: Amylkar Acosta / El Heraldo / El exministro de Minas y Energía y presidente de la Federación Nacional de Departamentos, Amylkar Acosta, advirtió que de seguir la tendencia de los altos precios de la energía en la Bolsa Eléctrica, con alzas desproporcionadas, podrían llegar a afectar al usuario final del servicio.
     
    Acosta señaló que si bien hay un precio de escasez, una parte del aumento que se presenta en el precio del kilovatio de energía en algún momento podría ser asumido por los usuarios finales, en la medida que los distribuidores de energía no cuenten con la suficiente cobertura a través de contratos de largo plazo.
     
    El miércoles el ministro de Minas y Energía Tomás González , dijo a EL HERALDO que a pesar de que el precio sube hay un techo fijado que es el precio máximo de escasez que está en unos $330 por kilovatio y que no se paga más de este.
     
    "Prácticamente los demandantes de energía, tanto el sector industrial como los distribuidores y comercializadores están cubiertos con contratos de largo plazo", agregó. Con estos contratos se encuentra asegurado el precio de la energía.
     
    Sostuvo que el precio de kilovatio de energía que se presenta en la bolsa y que en la última semana se ha aumentado pasando de unos $320 a más de $1.000 es una cotización que presenta cambios permanentes, "hoy puede estar al alza y mañana puede estar a la baja", añadió.
     
    Dijo que el precio del kilovatio en la bolsa afecta directamente a aquellas empresas que busquen realizar transacciones con sus acciones en este momento y que precisamente por esta razón la bolsa se encuentra casi paralizada en cuanto a estas negociaciones.
     
    Acosta participó en el evento Diálogos del sector energético de cara al posconflicto que se realiza en el Centro de Convenciones Blue Gardens organizado por la Federación Nacional de Departamentos.
     
    Cabe señalar que según la Resolución 079 de 2006 de la Creg cuando el precio de la bolsa es mayor al precio de escasez, todas las transacciones de compra y venta de energía que se hagan durante el tiempo que el primero supere al segundo, serán liquidadas a precio de escasez.
     
     
    Fuente: ELHeraldo.com
  • América del Sur se prepara para alza de energía con El Niño entrante

    Colombia, que depende en gran medida de la energía hidroeléctrica, enfrenta posibles aumentos en el precio de la energía debido a la disminución de las precipitaciones.
    Los mercados de energía de América del Sur podrían enfrentar un verano desafiante este año si se materializan las predicciones de un patrón moderado de El Niño, según la investigación de Rystad Energy. El fenómeno climático de un año se caracteriza por temperaturas oceánicas inusualmente cálidas, lo que genera un clima más cálido en general y cambios en los patrones de lluvia, lo que afecta tanto la demanda de energía como la generación de energía hidroeléctrica. La energía hidroeléctrica es una fuente fundamental de electricidad para muchos países de América del Sur, y es probable que cualquier disminución en las capacidades de generación desencadene una mayor dependencia del carbón y el gas natural, elevando los precios de la energía tanto para los consumidores como para la industria. Colombia, Brasil, Chile y Perú son los que tienen más probabilidades de verse afectados, ya que la energía hidroeléctrica juega un papel importante en sus respectivas combinaciones de energía.
     
    La Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de EE. UU. (NOAA) predice El Niño al monitorear los patrones climáticos, incluido el Índice Oceánico del Niño (ONI), que mide las temperaturas de la superficie del mar en la región Niño 3.4 del Pacífico ecuatorial central. Las anomalías de temperatura deben superar los +0,5 °C o -0,5 °C durante al menos cinco meses consecutivos para confirmar un evento de El Niño o La Niña. Según los últimos datos, hay más del 90% de probabilidad de que se inicie un El Niño moderado durante el próximo verano austral.
     
    Colombia
     
    Colombia depende en gran medida de la energía hidroeléctrica, que fue responsable de más del 80 % de su generación de electricidad en la primera mitad de 2023, y será la más afectada por la sequía inducida por El Niño. Durante el último evento leve en 2019, los niveles de entrada de agua fueron un 14 % más bajos que el promedio, por lo que es casi seguro que se espera un mercado de energía más ajustado y precios más altos. Si la cantidad de agua que fluye hacia las plantas hidroeléctricas es un 10 % menor de lo habitual hasta junio de 2024, la generación hidroeléctrica total en la primera mitad de 2024 caerá en 2,8 teravatios-hora (TWh), casi el 10 % de la producción esperada. Esta es una caída considerable y conducirá a una mayor demanda de energía térmica.
     
    Los precios de la electricidad en Colombia han aumentado más del 90% durante la primera mitad del año, pasando de $50 por megavatio-hora (MWh) a $96 por MWh. Esta tendencia al alza puede intensificarse aún más por una reducción continua de las precipitaciones y los niveles de agua, lo que podría causar que los precios de la energía superen los $100/MWh. La gravedad y la duración de El Niño jugarán un papel fundamental para determinar el alcance de esta escalada.
     
    Los precios del gas en Colombia ya son altos, por lo que aumentar el despacho a gas solo empeorará las cosas. Menos lluvia y bajos niveles de agua significan solo una cosa para el país: precios de energía más altos. Por supuesto, la medida en que esto suceda dependerá de cuán severo y duradero sea El Niño y podría equilibrarse con otros factores, incluidos los precios del gas y el carbón, además del crecimiento de la demanda.
     
    Brasil
     
    El Niño impacta las regiones de Brasil de manera diferente debido al tamaño del país y la combinación de energía hidroeléctrica. Si bien es probable que el país experimente temperaturas más altas en general, la región sur puede experimentar más precipitaciones, mientras que las regiones norte y noreste pueden sufrir sequías. En 2019, un El Niño más débil provocó que la energía de entrada de agua en el noreste de Brasil fuera solo el 43% del promedio a largo plazo. Sin embargo, los niveles de los embalses de Brasil están llenos en más del 80 % esta vez, y una cartera de proyectos de energía renovable debería mantener el equilibrio del suministro y aliviar las fluctuaciones de precios el próximo verano. Los precios de la energía deberían permanecer por debajo de $20/MWh en todo el país durante gran parte de 2024, pero los precios al contado en el noreste de Brasil podrían ser más altos más adelante en el año si los embalses hidroeléctricos no se reponen por completo durante la próxima temporada de lluvias.
     
    Chile
     
    La capacidad hidroeléctrica de Chile podría mejorar debido a las mayores precipitaciones desde el norte hacia la zona central durante el próximo invierno austral, de junio a agosto de 2024, ya que podría llenar los embalses y aumentar los factores de capacidad hidroeléctrica durante el último trimestre de 2024. Sin embargo, un invierno más cálido podría aumentar la demanda de energía en la zona central del país, donde se concentra la carga, lo que resultaría en precios spot más altos durante todo el invierno. En 2019, la demanda pico aumentó un 2,1 % debido al clima más cálido provocado por El Niño.
     
    Perú
     
    Perú también está expuesto a El Niño, ya que más del 50% de su generación de energía proviene de la hidroelectricidad. Se esperan fuertes lluvias en la zona norte del país durante el próximo verano austral, que también es la estación húmeda de Perú. En 2019, un El Niño leve provocó que la energía de entrada de agua fuera un 10 % más alta que el promedio. Una mayor disponibilidad hidroeléctrica podría ayudar a reducir los costos hasta 2024. Aún así, las fuertes tormentas podrían dañar la infraestructura de transmisión y generar precios más altos en la zona norte de Perú, dependiendo de la intensidad de El Niño.
     
    Por Rystad Energía
     
  • Análisis - ¿El hidrógeno es la solución?

    Por otra parte, tenemos el hidrógeno blanco, al cual también se le ha puesto mucha esperanza. Este tipo de hidrógeno es de origen natural y se encuentra en el subsuelo atrapado con un mecanismo similar a como se entrampan los hidrocarburos, es decir, su extracción está alineada a la perforación de pozos parecidos a los petroleros.

    El mundo se encuentra en una gran encrucijada, aún no se ha desarrollado la fórmula energética que nos permita disminuir las emisiones causantes del cambio climático. Dentro de las nuevas ideas, aparece el hidrógeno, un energético con una capacidad de generación de energía de cerca de 39 kWh/kg, es decir, en 1 kg de hidrógeno podemos tener 130 veces más energía que en 1 kg de baterías de última tecnología.

    En ese contexto, el hidrógeno se perfila como un energético capaz de reemplazar a los combustibles fósiles.

    Sin embargo, quedarnos solo con la idea del párrafo anterior nos llena de esperanzas, no obstante, debemos revisar ahora las dificultades del hidrógeno, cómo lo encontramos y/o lo generamos de manera eficiente. Para esto debemos saber que el hidrógeno es clasificado por colores dependiendo de su procedencia, la mayoría de los colores son hidrógeno producido por hidrocarburos, pero los que están tomando mucha fuerza para nuestro país es el hidrógeno verde y el blanco. Con respecto al primero, estuve en la universidad de La Guajira hace unas semanas con el grupo de investigación Destacar mientras se probaba su piloto de hidrógeno verde, que consiste en separar la molécula del agua a partir de electricidad generada por energía solar y/o eólica. Como resultado de la prueba tenemos que para producir 1 m3 de hidrógeno se requieren cerca de 4.8 kwt de electricidad, pero, esa cantidad de hidrógeno solo produce 3.4 kwt, es decir, la operación es negativa, gasto más energía en la hidrólisis que la que puedo producir con el hidrógeno, lo cual complica su rentabilidad. por eso se está volviendo una opción mezclarlo con otros productos para generarle valor, por ejemplo, mezclar el hidrógeno con el CO2 para producir, metano, metanol o incluso fertilizantes, algo que funciona además como una forma de capturar y reutilizar el CO2 que tantas preocupaciones nos trae.

    Por otra parte, tenemos el hidrógeno blanco, al cual también se le ha puesto mucha esperanza. Este tipo de hidrógeno es de origen natural y se encuentra en el subsuelo atrapado con un mecanismo similar a como se entrampan los hidrocarburos, es decir, su extracción está alineada a la perforación de pozos parecidos a los petroleros. Sin embargo, la cosa no es tan sencilla, en la cumbre del petróleo y gas realizada en Cartagena el mes pasado, el director de hidrógeno blanco del Servicio Geológico Colombiano explicó los retos, el que más me impactó, es que aún no sabemos en el mundo, como explorar yacimientos de hidrógeno, no tenemos mucha idea de donde y como se acumulan y que es algo demasiado inmaduro, solo hay un depósito comercial en el mundo y se encontró por casualidad, y sus características no se han encontrado en otra parte del mundo. En otras palabras, no contemos en el país con hidrógeno blanco por lo menos de aquí a 30 años, aunque países como Japón, declinaron 4 años de inversión en exploración de hidrógeno blanco.

    Por: Amat Zuluaga
    *Profesor de la facultad de Ingenierías de la Universidad del Área Andina, sede Valledupar.


    Fuente: ElHeraldo

  • Análisis - Alto costo ambiental

    Por: José David Name Cardozo - Senador de la República

    El costo ambiental que estamos pagando los colombianos por los múltiples retrasos que presentan los proyectos de conexión energética es incalculable. La falta de voluntad y apoyo por parte de las entidades encargadas de los trámites ambientales está frenado la producción de energías renovables no convencionales en el país. Otro palo en la rueda para la Transición Energética, que se empantana cada vez más.

    Siempre hemos tenido claro que si queremos alcanzar la masificación de las energías renovables en Colombia, hay que trabajar sin descanso en el mejoramiento de la infraestructura de conexión energética y sus procesos. Sin embargo, y a pesar de la manifiesta intención del Gobierno, de promover una transición justa, persisten las fallas en los procesos actuales, principalmente por la alta burocracia de entidades del sector, que con su parsimonia y trabas están ocasionando un fuerte impacto ambiental y económico para los colombianos.

    Los retrasos en la entrega de licencias ambientales de proyectos que son urgentes para el país como las líneas de transmisión Chivor-Chivor II-Norte-Bacatá y Sogamoso-Norte-Nueva Esperanza, tienen en riesgo el suministro energético de Bogotá, así lo confirma el Consejo Nacional de Operación del sector eléctrico (CNO) que alertó al Ministerio de Ambiente, acerca del peligro que corre Bogotá de experimentar grandes apagones para 2025, debido al retraso en estas obras que son clave para el suministro de energía de la capital.

    Por falta de capacidad de transmisión no se han podido conectar al sistema, más de 14.000 nuevos usuarios residenciales. Es así que desde mayo de 2023 TermoZipa se encuentra generando, emitiendo en promedio 90.000 toneladas de CO2 al mes, toda una paradoja. Ni hablar de la línea Colectora, una de las megaobras claves para la conexión de parques solares y eólicos, cuyo retraso genera incertidumbre en proyectos que aportarán cerca de 10% de la demanda de energía eléctrica de Colombia.

    Mientras aumentan las solicitudes de conexión de proyectos de generación al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y no se dan soluciones, las empresas colombianas ganan subastas, en países vecinos como Brasil y Perú, para construir miles de kilómetros de líneas de transmisión y subestaciones que los acercarán más al progreso y desarrollo renovable. Estamos presenciando como se van al traste los compromisos de descarbonización y eficiencia energética asumidos por el Gobierno.
    Esperamos que los anuncios realizados por Rodrigo Negrete, director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) en el Green Energy Summit de IN-VR, sobre reducir los plazos de respuesta a las solicitudes de licencia ambiental, pasen del dicho a los hechos. Es importante que las entidades encargadas trabajen de la mano con los ministerios, el sector y las comunidades, para eliminar este cuello de botella.

    Con los riesgos de apagones a la vuelta de la esquina, hoy más que nunca se hace urgente destrabar las obras, que tienen como propósito fortalecer y ampliar la infraestructura de generación, para así reducir las emisiones, tener una mayor confiabilidad en el sistema y disminuir los altos precios que pagan los usuarios en sus recibos de energía.


    Fuente: Larepublica.co

  • Análisis - Crisis energética anunciada

    Las proyecciones son malas. De no aparecer nuevos descubrimientos, el país perderá la autosuficiencia de petróleo crudo en el año 2021 (CGR).
     
    Por: Alejandro Martínez Villegas
     
     
    Hace unos años titulé una de estas columnas con una pregunta: ‘¿Fin anticipado del auge petrolero?’ –basado en un estudio de Anif con ese título–, para señalar el hecho de que desde el el 2012 estaba marchitándose, injustificadamente, la actividad petrolera en el país. En el presente escrito me referiré a la crisis energética, en la que ya estamos sumidos, pero voy a enfatizar que los impactos serán mayores, dada la necesidad inminente de importar hidrocarburos para abastecer el mercado doméstico.
     
    En efecto, desde el 2012 se advertía que las empresas petroleras querían invertir, pero no lo lograban por factores de entorno: licenciamiento ambiental, ataques terroristas, consultas populares y bloqueos a las operaciones. En el 2014 se oían voces que, además, proponían gravar al sector petrolero para financiar, en parte, los 12,5 billones de pesos que faltaban para el presupuesto de la nación del 2015. De hecho, alcancé a afirmar que “gravar a un sector en declinación es disminuir los ingresos estatales en el inmediato futuro. De eso no puede caber duda”.
     
    Las empresas siguen sin poder operar y el impacto es profundo. Además, porque el precio internacional se desplomó. Esta caída tuvo dos efectos, que resalto porque solo con un buen diagnóstico podremos implementar soluciones efectivas: (1) profundizó la tendencia de la caída de las inversiones petroleras en el país, y (2) opacó el hecho de que los factores de la declinación eran otros, y los precios bajos atraparon al país cuando el sector ya se estaba marchitando.
     
    El costo ha sido alto. La Contraloría General de la República indica que el valor de las exportaciones petroleras cayó casi 69 por ciento del 2013 al 2016. El Ministerio de Hacienda y Crédito Público, en el Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP), calculó en 23,6 billones de pesos la caída de los ingresos petroleros para el 2016, comparados con el 2013.
     
    ¿Ello que ha implicado? Aumento de los impuestos y de la deuda pública del país, sin que se pueda avizorar ningún otro sector que hoy pueda sustituir los aportes del ramo extractivo (minas e hidrocarburos). 
     
    Ojalá hubiera forma de reclamarle a quienes andan por las regiones desinformando sobre el impacto ambiental del petróleo y la minería, o a aquellos que han promovido consultas populares manipulando a los votantes. En fin.
     
    Pero el capítulo dos de la crisis por el marchitamiento del sector se está conformando y seguramente nos veremos abocados a importar. Las proyecciones son realmente malas. De no aparecer nuevos descubrimientos, el país perderá la autosuficiencia de petróleo crudo en el año 2021 (CGR); la de gas natural en el 2020 (UPME, escenario medio de demanda), y la de combustibles líquidos en el 2022 (CGR). 
     
    De hecho, para el GLP (‘gas propano’) estaremos importando el 12 por ciento de la demanda nacional, desde el segundo semestre del presente año. Este combustible tiene, además, la característica de que llega a los sectores más vulnerables de la sociedad (estratos 1 y 2), sin subsidios en la mayor parte del país, quienes serían gravemente afectados con el incremento en el precios, si el déficit de abastecimiento se profundiza.
     
    ¿Cuáles son las posibilidades que aparezcan nuevas reservas en Colombia? Muy bajas. En materia de pozos exploratorios, este año terminaremos con menos de la mitad de los perforados en el 2012; muchos de ellos porque en el 2015 la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) le permitió a las compañías posponer la perforación de pozos para aliviarles los problemas de caja por los precios bajos. 
     
    En cuanto a exploración sísmica, no se ha corrido ni un kilómetro al mes de mayo de este año, lo cual es grave porque sin ella no es posible perforar pozos exploratorios en los años venideros.
     
    ¿Qué se requiere, entonces, para que aumenten las reservas? Que el país tome la decisión de impulsar a la industria extractiva (minas e hidrocarburos), porque el problema grave es de inviabilidad de las operaciones y no tanto de competitividad fiscal o government take. ¿Cómo se logra esto? El Ministerio de Minas y Energía, la Upme, la Creg, la ANH y la ANM están haciendo la tarea, y el país debe agradecérselos. Pero sin el apoyo del resto del gobierno, las cortes y la opinión pública no podrán lograrlo. Ojalá nos demos cuenta pronto de que el problema y sus soluciones no son temas solamente del Ministro de Minas y Energía, sino de todos.
     
    Alejandro Martínez Villegas / Presidente de la Asociación Colombiana del GLP - Gasnova.
     
    Fuente: Portafolio.co
     
  • Análisis - Europa asegura su futuro verde gracias a la geología

    El Parlamento Europeo aprueba la ley europea de materias primas minerales críticos.

    Por: Rubén Esteban Pérez

    La minería en Europa, desde tiempos inmemoriales, ha sido una actividad ligada al progreso y al desarrollo de las civilizaciones. No hay nada más que ver que las diferentes edades por la que ha pasado el ser humano en sus avances técnicos se han definido como de piedra, del bronce o del hierro, lo que viene a significar la importancia que la labor minera y la extracción y utilización de metales han tenido en nuestro continente con el paso de los milenios.

    Tras siglos de exploración y explotación de metales y otras materias minerales para la industria y la construcción, el siglo XXI nos ha traído la revolución industrial basada en el silicio y a partir de ahí, en unas tecnologías donde se utilizan innumerables elementos químicos procedentes de minerales cada vez más extraños, que van mucho más allá de los metales clásicos y cuyos yacimientos no están tan accesibles como los hasta ahora conocidos y explotados.

    Las tierras raras, entre las que se encuentran algunos minerales con nombres tan sugerentes como neodimio, samario o lutecio; el famoso coltán, que es la contracción de otros dos minerales que son la tantalita y la columbita; el grupo del platino que está formado por minerales denominados rutenio, iridio, lutecio o rodio, han pasado de ser desconocidos a ilustrar las páginas de periódicos de todo tipo y webs, como si toda la humanidad los debería conocer. Como si hablásemos del hierro, del cobre o del níquel, por ejemplo.

    Las tierras raras nos permiten disponer de teléfonos móviles de última generación o de energías renovables, como la eólica y la fotovoltaica

    Pues ésta es la realidad actual. Esos son los minerales que nos permiten que dispongamos de teléfonos móviles de última generación, facilitando que con un dispositivo que cabe en un bolsillo podamos hacer la mayoría de las gestiones necesarias en el día a día y desde cualquier lugar donde estemos. Un teléfono smartphone contine una media de 75 minerales diferentes.

    También las energías renovables, como la eólica y la fotovoltaica, con las que pretendemos descarbonizar la economía y frenar la subida de la temperatura terrestre, se basa en este tipo de minerales de nombres tan poco comunes. Por ejemplo, un solo generador de energía eólica contiene unos 2.000 kg de neodimio o disprosio, que son minerales del grupo de las tierras raras.

    Todos estos minerales y muchos más que llenarían varias páginas, salen de una mina. Previamente los geólogos han cartografiado, tomado muestras, analizado y parametrizado los posibles yacimientos en algún lugar del planeta que luego se convertirá en una explotación minera.

    Estos yacimientos son una compleja amalgama de múltiples elementos que toman las formas minerales más variadas y como está ocurriendo en Europa desde mediados del siglo XX, son los continentes de Asia y África en general y principalmente China en particular, el país que más ha investigado, descubierto, explotado y refinado estos elementos generando a la vez el desarrollo aplicativo de los mismos para avanzar en las nuevas tecnologías y llegar, en muchos casos, a ser líderes en el mercado de diversas tecnologías.

    En algún caso, como el de las tierras raras, que son nada más y nada menos que 17 elementos diferentes, el 98% de las importaciones que realiza Europa de dichos elementos, las hace de China. Otros países exportadores son Vietnam, Rusia o Brasil. En China, por ejemplo, la tercera parte de estos minerales claves en el desarrollo tecnológico y en las energías renovables, se sabe que están en yacimientos de dicho país.

    ¿Pero, y en Europa? ¿No hay yacimientos explotables de tierras raras u otros elementos necesarios para la industria tecnológica y el despliegue renovable europeos?

    Pues en Europa, las instituciones europeas, en los últimos tiempos, se han dado cuenta de que sin disponer de un conocimiento claro de si albergamos en nuestro suelo este tipo de materiales, la industria tecnológica europea está muy comprometida.

    Países como China o Rusia donde la legislación tanto ambiental como de derechos laborales se parecen poco a las que disponemos en Europa y que además cuenta con gobiernos de tipo autoritario que pueden aplicar aranceles a las exportaciones en base a criterios domésticos, a veces muy apartados de la legislación internacional de la Organización Mundial del Comercio, dominan el mercado de este tipo de materias primas y pueden modificar a su antojo tanto el mercado de precios y futuros de las mismas, como las propias cuentas de resultados de las empresas tecnológicas europeas.

    Por todo esto, la Comisión Europea planteó en marzo de 2023 un borrador de normativa europea sobre las materias primas críticas minerales, para reducir la dependencia de estos países y poder disponer de nuestra propia soberanía geológico-minera en los elementos que nos permitan seguir siendo un continente de alto valor añadido en cuanto a la tecnología y además ser libre de energía procedente del petróleo.

    En noviembre de 2023, las instituciones de la Unión Europea llegaron a un acuerdo para que los países UE27 sean capaces para 2030 de extraer de su propio territorio el 10 % de las materias primas críticas que consume al año, procesar el 40 % de esa demanda, reciclar el 25 % de los residuos de contengan dichos minerales y, que no más del 65 % del consumo anual de la Unión de cada materia prima estratégica en cualquier fase, proceda de un único tercer país para así diversificar el comercio.

    La lista de 34 materias primas críticas, aprobada por la Unión Europea, son imprescindibles para la fabricación de casi cualquier producto tecnológico

    La nueva lista de 34 materias primas críticas (17 de ellas calificadas como «estratégicas»), aprobada por la Unión Europea, son imprescindibles para la fabricación de casi cualquier producto tecnológico e igualmente cualquier tecnología relacionada con las energías renovables y se espera que su demanda crezca exponencialmente en los próximos años.

    Actualmente la Unión Europea, por ejemplo, importa del orden de 18.000 tn al año sólo de tierras raras con un valor en el mercado de más de 146 millones de euros.

    Si sumamos todos los minerales metálicos, ya las cifras son enormes. Europa importó en 2023 de países terceros 80.500 tn de minerales con un valor 9.800 millones de euros.

    Cualquiera de estos países, en su comercio actual con la Unión Europea, puede restringir el suministro a través de cuotas de producción en origen o exportación para aumentar los precios o incluso suspenderlo.

    Esta praxis haría a su vez que las tecnologías de energía limpia o el desarrollo de las nuevas tecnologías informáticas fueran más caras y, finalmente, ralentizaría o frenaría la tan necesaria transición verde para convertir la economía europea en un motor de desarrollo libre de combustibles fósiles.

    Es por estos y otros motivos de índole geopolítica que, con la aprobación por parte de la Parlamento Europeo y el Consejo de la UE del borrador de ley de materias primas para Europa, se va a establecer una duración máxima para los procedimientos de autorización para proyectos considerados como estratégicos que no supere los veintisiete meses en casos de proyectos de explotación o los quince meses en proyectos de refinado, procesamiento metalúrgico y reciclaje de materias primas críticas. ¡¡Hoy en día los plazos pueden llegar a durar hasta más de 10 años!!

    Los promotores de proyectos podrán solicitar que su proyecto sea reconocido como estratégico a nivel europeo, una decisión que será tomada por un grupo de representantes de la Comisión Europea y de los Estados miembros.

    La evaluación de impacto ambiental obligatoria para cada proyecto no estará incluida en estos plazos y será obligatoria su inclusión en la fase de consulta pública. La legislación en materia de medioambiente no se verá menoscabada, aunque un proyecto estratégico designado así por la Unión Europea tendrá un interés público superior.

    Incluso las empresas manufactureras podrán analizar sus necesidades futuras de materias primas críticas y en caso de vislumbrar una posible ruptura de la cadena de suministro, avisar con tiempo suficiente para estudiar el problema y tomar las oportunas medidas.

    Por último y no menos importante, está el hecho de que se potenciará y mucho la investigación geológica a partir del mapeo de antiguos y nuevos yacimientos de este tipo de minerales por parte de los servicios geológicos nacionales, de UNECE a través de su sistema armonizado de caracterización de yacimientos y reservas minerales denominado UNFC y de las empresas utilizando los llamados Code Reporting (en Europa el denominado PERC) para conocer un yacimiento concreto con reservas probables y posibles, su valor y su posibilidad de explotación.

    La nueva ley de materias primas críticas de Europa, tomará la forma de Reglamento de obligada y directa entrada en vigor en todos y cada uno de los países europeos

    En resumen, que la nueva ley de materias primas críticas de Europa, de la cual falta su aprobación definitiva por parte de los 27 países de la Unión y después ser publicada en el Diario Oficial, tomará la forma de Reglamento de obligada y directa entrada en vigor en todos y cada uno de los países europeos.

    Prestará más atención a la investigación geológica y producción de las materias primas minerales que necesitamos.

    Igualmente trabajará por la investigación en reciclaje y en la búsqueda de sustitutos a partir de residuos que llevará a un impulso de la economía circular muy importante.

    Por último, reducirá la burocracia para las empresas y por lo tanto, la normativa ofrecerá incentivos económicos y un marco empresarial más estable y seguro para los proyectos de minería y reciclaje, con procedimientos de autorización más rápidos y sencillos, pero dentro de un marco amigable con el medioambiente para asegurar la sostenibilidad de nuestra bio y geodiversidad, para que Europa sea un continente industrial, fuerte y a la vanguardia a nivel global.


    Fuente: epampliega.com

  • Análisis: Matriz Energética de Colombia

    Según las investigaciones adelantadas por el Consejo Mundial de Energía, socializadas en Estambul en el año 2016, los sistemas de suministro de energía a nivel mundial se encuentran en un punto de inflexión, debido a la reducción en el uso de los combustibles fósiles, en consecuencia las decisiones que tomemos hoy afectarán a nuestras vidas durante varias décadas.
     
    El Consejo Mundial de Energía con fundamento en su misión de promover el uso sostenible de la energía, exhorta a los países a atender los siguientes interrogantes: ¿en qué nuevas oportunidades, tecnologías, recursos e infraestructuras podría invertir para gestionar la demanda a largo plazo? ¿Cómo podría hacerlo de una forma sostenible?
     
    La humanidad actualmente convive con una realidad temeraria caracterizada por el Cambio Climático. Esta situación invoca el uso de las nuevas tecnologías para la generación de energía, a partir del aprovechamiento de los recursos naturales. El crecimiento de la población mundial es otra tendencia inherente con los procesos de generación de energía, en virtud de solución a necesidades como el Transporte eléctrico y el Transporte hibrido, que deberán sortear las ciudades hacia el año 2050.
     
    Los interrogantes planteados por el Consejo Mundial de Energía, están circunscritos con la realidad energética de Colombia. Actualmente, el 70 % de la energía proviene de las hidroeléctricas, porcentaje afectado por los fenómenos climáticos que terminan ocasionando largos periodos de sequía causados por el Fenómeno de El Niño, asimismo, identificando riesgos de apagones como el materializado en 1992. Estas circunstancias determinan que Colombia está obligada a repensar sus procesos de generación de energía, migrando hacia Fuentes No convencionales.
     
    La transición hacia las Fuentes No Convencionales de Energía, implica el diseño de un plan con visión de largo plazo (2040) relacionado con los compromisos asumidos por el país en el COP 21 y con el Objetivo de Desarrollo Sostenible número siete. Asimismo, para enfrentar el desafío que impone el trilema energético: Seguridad Energética, Igualdad Energética y Sostenibilidad Medioambiental. El desafío es factible, Colombia posee ventajas comparativas en materia de Recursos Energéticos No Convencionales, particularmente solar y eólica. El año anterior, el IDEAM y la UPME, promocionaron los mapas solar y de viento, considerando todas las posibilidades para subirse a ese tren de desarrollo tecnológico y de beneficio ambiental.
     
    Respecto a los costos para implementar este tipo de proyectos, el último informe de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), New Energy Outlook 2016, plantea una visión de largo plazo sobre la evolución de los mercados de energía en el mundo. Los costos de la energía eólica terrestre caerán según los pronósticos en un 41 % y los costos de energía solar fotovoltaica disminuirán en un 60 % para el 2040. El mismo informe determinó que hacia 2040, el 60 % de la capacidad mundial de energía provendrá de fuentes de energía no contaminantes; siendo las tecnologías eólicas y solares las que se convertirán en las formas más baratas.
     
    En el país la implementación de proyectos de generación de energía con Fuentes No Convencionales, es incipiente, no obstante, el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, para Zonas No Interconectadas, ha venido impulsando el uso de energías renovables en las localidades apartadas sin servicio de energía. La experiencia forjada en este ejercicio faculta al instituto para liderar la reconversión de diversificación del cambio de la Matriz Energética en Colombia.
     
    Por Luis Elquis Díaz
     
     
  • Andeg pide al Gobierno evaluar más alternativas de abastecimiento de gas natural

    Alejandro Castañeda, presidente del gremio, dijo que es necesario garantizar la continuidad de la prestación del servicio a los sectores.
    La Asociación Nacional de Empresas Generadoras, Andeg, se pronunció ante la declaración de la convocatoria de la Upme como desierta en el desarrollo de la planta de regasificación del pacífico colombiano.
     
    El gremio hizo un llamado al Gobierno Nacional para que se valoren alternativas de abastecimiento de gas para atención de la demanda y aseguró que el papel del gas natural en la diversificación de la oferta es fundamental para avanzar hacia una matriz energética más limpia.
     
    “Sin duda, es muy importante avanzar en el marco de la política pública, la planeación energética, la regulación económica y en la expansión de la infraestructura de gas natural para asegurar el abastecimiento para la atención de la demanda, así como garantizar la continuidad en la prestación del servicio a los diferentes sectores de consumo de gas natural, combustible que contribuye a la competitividad y diversificación de la matriz energética del país”, indicó Alejandro Castañeda, presidente de Andeg.
     
    La Asociación también aseguró que es necesario que se valoren alternativas de abastecimiento de gas natural, "bien sea a partir de soluciones de suministro en el país o en el marco de mecanismos de importación de este combustible, con el fin de contribuir a la seguridad energética y opciones de aprovisionamiento, especialmente para las térmicas del interior del país", señaló el gremio en un comunicado.
     
    Además, Andeg puntualizó que se deberían evaluar las necesidades de aumento de capacidad y disponibilidad de la infraestructura de importación de gas en El Caribe, por medio de la terminal de regasificación de Cartagena, Sspec LNG, lo que contribuirá a la diversificación de las fuentes de suministro de gas natural.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Anla evalúa dos proyectos energéticos en La Guajira

    La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales también está a la espera del Estudio de Impacto Ambiental de Colectora para analizarlo.
    El país avanza en los planes de transición energética, a pesar de los retrasos que han experimentado algunos proyectos de energía renovable no convencional. De acuerdo con la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla), hasta el momento se le han dado licencias a seis proyectos eólicos y uno solar en La Guajira.
     
    Cabe recordar que la semana pasada el Gobierno estuvo despachando desde este departamento y allí se firmó un pacto entre compañías, comunidades y Estado para promover una serie de puntos que permitan el desarrollo de estos. En este marco, la Anla destacó que ya se les ha dado licencia ambiental a seis proyectos de generación eólica y un solar.
     
    Los proyectos de generación eólicos son los parques Alpha y Beta, con capacidades de 224 y 280 megavatios respectivamente, adelantados por la multinacional portuguesa Edpr. También está Windpeshi, cuya construcción fue cancelada de forma indefinida por parte de Enel y que está proyectado para generar 205 megavatios.
     
    Los otros tres eólicos licenciados son Guajira II, de Isagen, con una capacidad de 300 megavatios; Casa Eléctrica, desarrollado por Jemeiwaa Ka’I de 180 megavatios, y el proyecto de Empresas Públicas de Medellín (EPM) EO200i con una capacidad de 201 megavatios.
     
    A estos se suma la infraestructura solar Potreritos, por 168 megavatios a cargo de Acciona Energía.
     
    Si bien estos proyectos han recibido la aprobación de la autoridad ambiental para proceder con la construcción, los dos parques de Edpr se enfrentan a que la línea de transmisión que deben construir para llevar la energía al sistema esté archivada. De acuerdo con la autoridad ambiental, el motivo de esta decisión son deficiencias en el Estudio de Impacto Ambiental (EIA). Esto quiere decir que si bien el parque Beta se está construyendo, la energía no podría salir. De acuerdo con la Anla, aún este parque no ha presentado las correcciones del estudio para volver a evaluación por parte de la entidad.
     
    La otra petición que fue archivada por parte de la Anla es la interconexión de los parques Acacia y Camelias, de Celsia, a la subestación Cuestecitas. Al igual que en el caso de la línea de Edpr las deficiencias en el estudio fueron los motivos.
     
    Los previstos
    Además de estos que ya han recibido luz verde para avanzar, hay una serie de proyectos en evaluación. La Anla informó que hay dos que están en evaluación actualmente.
     
    También la entidad está a la espera de la radicación del Estudio de Impacto Ambiental de Grupo Energía Bogotá y su filial Enlaza de la línea Colectora que tiene el potencial de transmitir hasta 1.500 megavatios de energía renovable que está proyectado en La Guajira.
     
    Además de estos la Autoridad espera recibir cinco nuevos estudios de proyectos que según la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) entrarían en operación entre 2023 y 2026 y cuyo proceso de licenciamiento estaría a cargo de la Anla. Estos podrían agregar al sistema nacional unos 945 megavatios de energía renovable no convencional.
     
    Por Portafolio.
  • Articulaciones para promover energía renovable

    Un trabajo entre la Secretaría de Desarrollo Económico, TIC y Turismo de Neiva y la Universidad Surcolombiana a través de la Vicerrectoría de Investigación y Proyección Social, busca promover la generación de energías limpias y renovables en la capital opita.
     
    Para esto ya gestionaron la visita de expertos a la ciudad el próximo 8 de febrero, día en que se realizará una conferencia sobre el tema. El evento que hace parte de las gestiones que adelanta la Alcaldía Municipal con la multinacional Oil Fox S.A. con miras a la creación de una alianza público privada para la creación de unidades de producción de este tipo de energía, se realizará a partir de las dos de la tarde en el auditorio de la Facultad de Salud de dicha Universidad.
     
    La firma visitante tiene presencia en varios países del mundo, incluyendo Colombia, donde ya se desarrollan proyectos autosostenibles, como en el caso del municipio de Campoalegre que cuenta con una de sus plantas para generar energía con estiércol de ganado.
     
    “Queremos conocer de primera mano los avances tecnológicos para la generación de energías limpias a partir de fuentes renovables con el fin de mitigar el impacto social, ambiental y económico que tiene la producción actual de energía a partir de fuentes no renovables. La idea es gestionar a futuro una alianza público privada que permita el establecimiento de plantas de generación de energía limpia y renovable en el municipio de Neiva”, explicó Camilo Chacón Orozco, secretario de Desarrollo Económico.
     
    Beneficios
     
    Entre los beneficios que traería la implementación de esa alianza está el del uso de los desechos generados por los neivanos, disminuyendo el volumen que es depositado en rellenos sanitarios, además de tener la posibilidad de generar energía a bajo precio, indicó Chacón Orozco.
     
    La conferencia que será precedida por el italiano Francesco Antonio Fagà y el argentino Jorge Alberto Kaloustian hace extensiva la invitación a empresarios de todos los sectores económicos, centros de investigación, organizaciones medio ambientales y academia.
     
    “La academia es indispensable para la realización de proyectos de investigación y poder generar el triángulo de progreso entre academia, empresa y Estado, lo que traerá beneficios económicos y sociales para todos”, concluyó el nuevo funcionario.
     
    Fuente: lanacion.com.co
  • Asegurar abastecimiento de Gas, prioridad del gobierno: Minminas

    La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) participaron en la discusión del documento “Análisis y Evaluación de la Política de Gas Natural y el desarrollo de activos de flexibilidad dentro del Plan de Abastecimiento”, realizado por la Dirección de Estudios Sectoriales de la Contraloría General de la República.

     
    En el encuentro se presentaron los antecedentes y desarrollo del Gas Natural en Colombia destacando el crecimiento, los aspectos de política pública definidos para el sector y la planeación del Gobierno Nacional para alcanzar las metas establecidas en el Plan de Desarrollo 2014-2018. Además, se resaltó la prioridad de asegurar el abastecimiento del Gas Natural en el territorio colombiano.
     
    Por otro lado, el Ministerio de Minas y Energía destacó la importancia de seguir incentivando la exploración de este hidrocarburo, pues Colombia cuenta con importantes reservas de gas natural, como la Cuenca Sinú-San Jacinto en los departamentos de Córdoba y Sucre, además de las perspectivas costa afuera en los pozos Orca y Kronos.
     
     
    MME - paisminero.co
  • Así es el perfil de los candidatos para la nueva Junta Directiva de Ecopetrol 2024-2025

    Los candidatos cuentan con experiencia en proyectos de energía, alta gerencia y economía. La votación será el viernes 22 de marzo.
    El listado oficial de Ecopetrol con los candidatos para integrar la nueva Junta Directiva está con visto bueno, a la espera de la Asamblea General de Accionistas que se realizará el viernes 22 de marzo.
     
    Recientemente, Álvaro Torres Macías, ingeniero eléctrico cercano al presidente de la empresa, Ricardo Roa Torres, fue postulado en el renglón octavo por los representantes de los departamentos productores de hidrocarburos en los que tiene presencia la petrolera. Por su parte, Juan José Echavarría, quien ya hace parte de la Junta Directiva, se sumó en el renglón noveno, como candidato postulado por los accionistas minoritarios.
     
    De este modo, la lista del planchón de nueve candidatos quedó conformado por cuatro nuevos integrantes postulados por el Gobierno: Ángela María Robledo, Lilia Tatiana Roa, Edwin Palma y Guillermo García Realpe; el nuevo integrante de los Departamentos productores, Álvaro Torres Macías, y los candidatos que ya se mantienen: Mónica de Greiff, Gonzalo Hernández, Luis Alberto Zuleta y Juan José Echavarría.
     
    ¿Quiénes son los candidatos?
     
    Ángela María Robledo es psicóloga y magíster en ciencias políticas y relaciones internacionales, con experiencia académica, investigadora y pública. Con experiencia en liderazgo, gobierno, medio ambiente y equidad.
     
    Lilia Tatiana Roa es ingeniera de petróleos y magíster en estudios latinoamericanos. Cuenta con experiencia en docencia y coordinación en asuntos de energía y justicia climática.
     
    Edwin Palma es abogado, especialista en derecho laboral, especialista en derecho constitucional y magíster en derecho del trabajo. Ha ejercido en asuntos jurídicos, política pública y gobierno corporativo.
     
    Guillermo García Realpe es abogado y especialista en ciencias socioeconómicas. Ha sido asesor y consultor en temas ambientales en cargos públicos, incluyendo materia financiera y bursátil.
     
    Álvaro Torres Macías es ingeniero electricista, especialista en transporte de energía eléctrica, magíster en ingeniería de energía eléctrica y en ingeniería computación y de sistemas, y doctor en ingeniería eléctrica.
     
    Mónica de Greiff es abogada, especialista en derecho administrativo y doctora en jurisprudencia. Tiene experiencia en cargos públicos, industria y transición energética y gestión de riesgos empresariales.
     
    Gonzalo Hernández Jiménez es economista y doctor en economía, con experiencia en docencia y cargos públicos, alta dirección, temas jurídicos, estrategia empresarial, ética, cumplimiento y gestión de riesgos.
     
    Luis Alberto Zuleta es economista y magíster en ciencias de desarrollo económico. Cuenta con experiencia en consultoría económica y financiera, tecnología e innovación, ciberseguridad y gestión de proyectos.
     
    Juan José Echavarría es ingeniero administrativo, magíster en economía y doctor en economía. Cuenta con experiencia en cargos públicos, docencia y asuntos económicos.
     
    Los cambios de postura en el órgano directivo de la estatal petrolera
     
    La Junta de Ecopetrol está integrada por nueve miembros principales sin suplentes, quienes son elegidos por cada año en la Asamblea. Estos días, hubo dos modificaciones en el planchón. Ignacio Pombo Villar, inicialmente propuesto, fue excluido por una inhabilidad.
     
    Esteban Piedrahita, cuyas razones para la salida permanecen bajo misterio, también ha sido retirado de la lista.
     
    Los miembros que se despiden son Saúl Kattan, Claudia González, Mauricio Cabrera y Sandra Ospina, lo que marcará el comienzo de una nueva Junta Directiva.
     
    Por Alejandro Rodriguez para LaRepública.
  • Así es el sonajero y los retos del nuevo presidente de la ACP, tras la salida de Lloreda

    En los próximos dos meses el gremio, que reúne a 37 empresas, realizará el proceso de selección y empalme en la presidencia.
    A partir del 15 de agosto, el gremio petrolero más importante del país tendrá nuevo presidente tras la salida de Francisco José Lloreda de la Asociación Colombiana del Petróleo. La decisión se comunicó en la noche del martes y la Organización señaló que se debe a motivos personales del dirigente gremial.
     
    Después de nueve años al frente de la Asociación, esta señaló en un comunicado que los motivos de Lloreda coinciden con lo que él señala como un ciclo cumplido. “Su interés, en este momento de su vida, es seguir trabajando por Colombia desde otros escenarios”, agregaron.
     
    En los dos meses restantes, la ACP adelantará la selección del nuevo presidente y el empalme del candidato, que buscan que tenga una misma “línea de defensa de la industria del petróleo y gas”, explicaron. En la mesa de opcionados hay nombres como los exministros de Minas y Energía, Tomás González y María Fernanda Suárez, la exministra de Transporte, Ángela María Orozco, la excodirectora del Emisor, Carolina Soto y la periodista Mabel Lara, actual vicepresidente de Asuntos Corporativos de SierraCol Energy. También está en el sonajero, el actual presidente del Consejo Directivo de la entidad, Orlando Cabrales, presidente de Frontera y expresidente de Naturgas.
     
    Expertos señalan que en la escogencia del nuevo Presidente impactará el voto de empresas como Shell, Terpel, Drummond, Parex y Primax, que tienen fuerza en el Consejo Directivo del gremio que reúne a 37 empresas que representan 96% de la producción y 82% de la exploración de petróleo y gas en el país.
     
    Cabrales señaló en el comunicado que "en nombre del Consejo Directivo de la ACP lamentamos la decisión del doctor Lloreda de no continuar al frente del gremio. En estos nueve años, él fue un firme defensor de la industria y de los intereses nacionales, poniendo en alto el nombre de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas, y de la industria de hidrocarburos; le expresamos nuestro sincero sentimiento de gratitud y admiración, deseándole lo mejor en sus planes futuros".
     
    Retos del sector
     
    Entre los retos del nuevo dirigente está entablar diálogos con el gobierno para avanzar en la adjudicación de nuevas áreas de exploración de petróleo y gas, situación que ha estado suspendida bajo esta administración, pero que aún no se ha descartado; también conseguir el apoyo para una política que destrabe los problemas con las comunidades en las regiones, y la definición de reglas claras que permitan aumentar la perforación y la producción para los próximos años, pues la producción había venido cayendo hasta 2022, donde logró un leve repunte de 2% a 754.000 barriles diarios.
     
    Otro de los puntos, será armonizar los objetivos de descarbonización con las preocupaciones de suministro energético, además de analizar los proyectos que algunas empresas por condiciones económicas o sociales han devuelto o suspendido ante la ANH por considerarlos insostenibles.
     
    Las cifras del Ministerio de Minas y Energía muestran que, de los 35 contratos suspendidos, 56% tiene problemas sociales y ambientales. “Los contratos de exploración de hidrocarburos han sido históricamente afectados por la falta de capacidad de las instituciones para tramitar las licencias ambientales".
     
    Con la llegada del nuevo Gobierno han sido varios los gremios que han renovado su liderazgo tras varios años como lo hizo Camacol, Fasecolda, Ser Colombia, la Federación de Cafeteros, o Asobancaria.
     
    Por Lilian Mariño para LaRepública.
  • Así es la revolucionaria central nuclear de China que usará torio en lugar de uranio para producir energía

    En un avance revolucionario en lo que re refiere a la generación de energía nuclear, China ha dado luz verde para la construcción de una planta nuclear que utilizará torio -un metal blando-, en lugar de uranio, como combustible principal. Este importante paso podría marcar un punto de inflexión en la industria nuclear y ofrecer una solución más segura y sostenible para satisfacer las crecientes necesidades energéticas del país. Esto se une al imperio nuclear en el que Pekín está avanzando para abastecer la creciente demanda de energía.
    El reactor estará 'alimentado' con sal fundida (MSR) de torio. Además, estará ubicado en la ciudad de Wuwei, en el desierto de Gobi, en la provincia de Gansu, y es operado por el Instituto de Física Aplicada de Shanghai de la Academia de Ciencias de China.
     
    El permiso, emitido por la Administración Nacional de Seguridad Nuclear el 7 de junio, permite que el Instituto de Shanghái trabaje con el reactor durante 10 años. Muy pronto comenzarán las pruebas. El permiso especifica que el Instituto de Shanghái es responsable de la seguridad del reactor y debe cumplir con todas las leyes, reglamentos y normas técnicas pertinentes.
     
    Los MSR de torio son un tipo de tecnología nuclear avanzada que utiliza combustibles líquidos, normalmente sales fundidas, como combustible y como refrigerante. Ofrecen varias ventajas potenciales sobre los reactores de uranio tradicionales, entre las que destacan una mayor seguridad, menos desechos y una mayor eficiencia del combustible. Además, los reactores no necesitan agua para enfriarse, por lo que las plantas se pueden construir en medio del desierto, por ejemplo.
     
    Ventajas del torio
    El torio, un elemento químico muy abundante en comparación con el uranio, presenta numerosas ventajas sobre su contraparte tradicional. Según el medio Revista Nuclear, el torio tiene varias ventajas respecto al uranio: existen mayores reservas, no necesita ser enriquecido, genera menos residuos, menos elementos transuránicos en ellos y proporciona márgenes de seguridad adicionales en la mayoría de tipos de reactores.
     
    "Todo el torio extraído es potencialmente utilizable en un reactor, a diferencia del uranio natural, del cual solamente se puede usar 0,7%. El punto fusión del torio es 3350°C, mientras que el uranio es de 2850°C, por lo que es más seguro en caso de accidente", apuntan desde este medio especializado.
     
    El torio es radiactivo, pero muy estable y, por tanto, la dosis de radiación que produce es muy baja. Su tiempo de semidesintegración (en el que se desintegra la mitad de los núcleos de una muestra) es de unos 14 000 millones de años, el triple de la vida de la Tierra.
     
    Debido al mayor "quemado" del material fisible y sin transuránidos - son elementos químicos con número atómico mayor que 92, se pueden detectar fácilmente en ciertas cantidades en la tierra, teniendo una vida estable, o unos isótopos de vida media relativamente larga-, los residuos generados por una central nuclear de torio serían radiactivos durante unos 200 años, frente a los 10.000 de los actuales reactores basados en uranio.
     
    Se estima que hay entre tres y cuatro veces mayores reservas de torio que de uranio, lo que unido a su mayor grado de aprovechamiento podría servir para cubrir la necesidad de toda la humanidad durante muchos siglos, quizás milenios.  Además, no puede mantener una reacción nuclear en cadena sin un iniciador, lo que reduce significativamente el riesgo de fusiones nucleares incontroladas y la proliferación de armas nucleares.
     
    Un kg de torio produce más energía que una tonelada de uranio
    Además de ser más seguro, el torio también es más eficiente en términos de utilización de combustible. Se estima que un kilogramo de torio puede producir más energía que una tonelada de uranio. Esta mayor eficiencia podría conducir a una reducción en los costos de producción de electricidad y una mayor disponibilidad de energía para el desarrollo y el bienestar de la sociedad.
     
    Otro aspecto destacado del uso de torio es su capacidad para reducir significativamente la generación de residuos nucleares de larga vida. A diferencia de los desechos de uranio, los desechos de torio tienen una vida media mucho más corta y su radiactividad disminuye rápidamente, lo que facilita su gestión y almacenamiento seguro.
     
    La planta nuclear china, alimentada por torio, tiene el potencial de suministrar energía al país durante miles de años. Se estima que las reservas de torio en China son más de 20 veces superiores a las de uranio, lo que brinda una fuente de energía prácticamente inagotable.
     
    La decisión de China de avanzar en la construcción de esta planta nuclear pionera muestra su compromiso con la innovación y el desarrollo sostenible. Además, sienta las bases para una mayor exploración y adopción de tecnologías de energía nuclear avanzadas en todo el mundo.
     
    A medida que la comunidad internacional busca alternativas más seguras y limpias para abordar el desafío del cambio climático, la planta nuclear china alimentada por torio destaca como un paso audaz hacia un futuro energético más prometedor. Se espera que este avance despierte el interés de otros países y estimule la investigación y el desarrollo en el campo de la energía nuclear.
     
    Fuentes cercanas al proyecto informan que la construcción de la planta está programada para comenzar en un futuro próximo, y se espera que su entrada en funcionamiento sea motivo de celebración en la industria nuclear y un hito para la comunidad científica mundial.
     
    En resumen, China ha dado un paso significativo al aprobar la construcción de una planta nuclear que utilizará torio como combustible. Esta decisión resalta las numerosas ventajas del torio sobre el uranio en términos de seguridad, eficiencia y generación de residuos. Con la construcción de esta planta pionera, China lidera el camino hacia un futuro energético más sostenible y se posiciona como un referente en la industria nuclear a nivel mundial.
     
    Por elEconomista.es
  • Así se cayó propuesta que permitía generación eléctrica de Ecopetrol

    Una de las principales apuestas del Gobierno es que Ecopetrol pueda ser generador de energía eléctrica para el Sistema Interconectado Nacional. Sin embargo, el artículo 218 del Plan Nacional de Desarrollo (PND) fue eliminado en las plenarias de Cámara y Senado.
    Precisamente en la noche de este miércoles 3 de mayo, en Cámara se discutió el futuro de este artículo, que ya había sido eliminado en la plenaria del Senado. En medio del debate, Adrián Correa, director de la Upme y ministro encargado de Minas y Energía, exhortó a los congresistas a aprobar este artículo.
     
    Señaló que "sería vergonzoso negarle el artículo a Ecopetrol, empresa que puede ser la punta de lanza y la vanguardia de la transición energética". Afirmó que lo que se quiere hacer es jugar el papel protagónico en la generación con energías renovables no convencionales.
     
    Su afirmación despertó la indignación de los representantes que estaban en el recinto. De hecho Julio Cesar Triana pidió "el debido respeto por el Congreso" . Añadió que no es vergonzoso estar en desacuerdo con los planteamientos que podrían "llevar a una estatalización del servicio eléctrico".
     
    Con la negativa de la Cámara, este artículo ya se cae definitivamente, dado que en el texto del Senado también fue eliminado.
     
    La propuesta original
    "Con el fin de promover la eficiencia en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, incentivar la ejecución de proyectos para ampliar la cobertura de este servicio e impulsar el desarrollo y la adopción de nuevas tecnologías, las empresas que ejerzan actividades del servicio público de energía eléctrica podrán desarrollar, de manera integrada, las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica", decía el texto para el segundo debate del PND.
     
    Cabe recordar que después del apagón de 1992 y 1993, se decidió que el sistema eléctrico tendría todos los actores de la cadena trabajando de forma independiente, de forma que un generador no transmitiera y comercializara energía.
     
    Esto fue cambiando, de hecho en el pasado Plan Nacional de Desarrollo se permitió que los generadores pudieran comercializar también, lo que permitió la posterior creación de Air-e y Afinia para reemplazar a Electrocaribe.
     
    Sin embargo la transmisión era la única actividad que permanecía  fuera de esta integración.  Esto teniendo en cuenta que podría generar conflictos de interés.
     
    Por PORTAFOLIO
  • Así se plantea el modelo de minería circular que se espera para los próximos años

    Expertos dicen que Colombia está en una etapa inicial de desarrollo de la minería circular y hay interés en el enfoque de sostenibilidad.
    De acuerdo con datos del Banco Mundial se prevé un aumento de 500% en la demanda de minerales para 2050, esto implicará que la actividad minera se mantendrá, pero ahora deberá estar impulsada y apalancada por la transición hacia energías renovables y el almacenamiento de energía.
     
    “En general, Colombia se encuentra en una etapa inicial de desarrollo de la minería circular. Lo positivo es que observamos un interés creciente en la sostenibilidad y aunque queda mucho por hacer para implementar este tipo de la minería a escala industrial, ya hay iniciativas públicas y privadas para avanzar en esta dirección que incentiven más el uso de energías limpias con un correcto desarrollo”, explicó Camila Svec, cofundadora y COO de Cleanlight.
     
    Y es que la transición no tiene retorno, de hecho, Global Energy Monitor estima que para 2030, América Latina podría aumentar en un 460% la producción de energía renovable si todos los proyectos a gran escala previstos se concretan según sus plazos establecidos.
     
    Por esto, se sugiere un modelo de minería circular con menos residuos y que permita maximizar la recuperación de recursos. Las compañías pueden adoptar prácticas responsables que minimicen el impacto ambiental, fomenten el reciclaje y la reutilización de minerales, optimicen la eficiencia, cumplan con regulaciones, involucren a las comunidades locales, inviertan en investigación y desarrollo, y mantengan transparencia y rendición de cuentas.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Así van las obras que mejorarían el sistema energético del país

    Proyecto en Ituango van en el 50% y el de Alejandría al 15%. El Ministro de Hacienda y las autoridades de Antioquia supervisaron las obras.
     
    Los proyectos energéticos de Antioquia son, según el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, de vital importancia para la seguridad energética del país y por ello destacó el avance de las obras de la hidroeléctrica Ituango, que alcanza el 50%, y la de Alejandría, que registra un progreso del 15%.
     
    De acuerdo al titular de la cartera de Hacienda estos proyectos son fundamentales, teniendo en cuenta que Ituango generará 2.400 megavatios de energía y en el caso de la central Alejandría serán 15 megavatios.
     
    “Son inversiones que nos van a dar una enorme seguridad energética. El proyecto Ituango por su dimensión, su escala y el momento en el que va a entrar en operación, va a ser el sello de seguridad en materia de abastecimiento de energía eléctrica en Colombia”, aseguró Mauricio Cárdenas durante un recorrido en compañía de Luis Pérez, gobernador de Antioquia; Federico Gutiérrez, alcalde de Medellín, y Jorge Londoño, gerente de EPM.
     
    El ministro Cárdenas reconoció el aporte que le harán estas obras de infraestructura energética a la economía nacional cuando la construcción esté en un punto de avance aún mayor. 
     
    “Venimos a visitar y a ver cómo va el proyecto, cómo va el avance. Además de convertirse estas obras en la garantía que nos va asegurar el suministro de energía eléctrica a todos los colombianos, también juega un papel muy importante para estimular la actividad económica, porque es un proyecto de una envergadura enorme en términos de empleo, en términos de inversión", enfatizó Cárdenas. 
     
    Ituango está localizado sobre el río Cauca, en el llamado cañón del Cauca, tramo en el cual este río, que nace en el sur del país, corre a través de profundos cañones y desciende unos 800 metros.
     
    Está conformado por una presa de 225 m de altura y 20 millones de metros cúbicos de volumen, y una central subterránea de 2.400 MW de capacidad instalada y 13.930 GWh de energía media anual. Cada unidad de generación es alimentada por un túnel de conducción, que se inicia en una excavación sobre la margen derecha, en donde se ubica el conjunto de las ocho captaciones. Los túneles están provistos de compuertas de cierre, instaladas en pozos verticales cercanos a las captaciones. 
     
    Finalmente, el Ministro de Hacienda destacó cómo se han venido realizando las labores de reparación de la hidroeléctrica de Guatapé, luego del incendio ocurrido en dicha central el pasado 15 de febrero y que afectó el sistema de cableado. “Felicitación a la Alcaldía de Medellín, a las Empresas Públicas de Medellín EPM, por la manera como se resolvió el incidente de Guatapé. Hoy ya no tenemos el fantasma del apagón. Debo resaltar la forma cómo se dieron las soluciones en términos de instalación, la rapidez”.
     
    ALEJANDRÍA APORTARÁ 15 MEGAVATIOS 
     
    La Generadora Alejandría se constituyó, en 2011, como una sociedad por acciones simplificadas, empresa prestadora de servicios públicos para construir, operar y comercializar la energía que genere la Central Hidroeléctrica de 15 MW ubicada entre los municipios de Alejandría, Concepción y Santo Domingo en Antioquia.
     
    Para ello, 34 empresas afiliadas a la Cámara Colombiana de la Infraestructura, GEN+ y el municipio de Alejandría se unieron como los gestores de esta iniciativa público privada.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ASOENERGIA descarta racionamiento de energía en Colombia

    ·        Simulaciones técnicas hechas por este gremio indican que, de acuerdo con la evolución del fenómeno del Niño, y el comportamiento de la generación eléctrica, no serán necesarias medidas de racionamiento de energía.
     
     
     
    ·        Durante el mes de marzo el sistema estará bastante estresado, pero hay razones sólidas para afirmar que podrá abastecer la demanda hasta el final del fenómeno del Niño, a pesar de los problemas que se han presentado en algunas plantas.  
     
     
    ·        Sin embargo ASOENERGÍA hace un llamado para que una vez superada esta situación coyuntural de corto plazo, sean evaluadas y adoptadas con celeridad las propuestas hechas desde este gremio para blindar al sistema de generación, haciéndolo más competitivo y confiable.
     
    Simulaciones realizadas por Asoenergía, gremio que reúne a los grandes consumidores de energía de Colombia, indican que el país no enfrentará un desabastecimiento de energía.
     
    En mayo se normalizará la hidrología
     
    Las simulaciones realizadas por Asoenergía indican que en el mes de  marzo  la  hidrología será muy severa, en abril continuará baja, pero se normalizará  durante el mes de mayo.
     
    La intensidad del fenómeno del Niño de acuerdo con el indicador ENSO, (que mide las desviaciones de temperatura del Océano Pacífico con respecto al nivel normal) alcanzó su punto máximo entre noviembre y diciembre del 2015. A partir de enero se ha reducido visiblemente este indicador, lo que permite esperar que en mayo se recuperen las temperaturas habituales del océano y por tanto la hidrología regrese a su nivel normal.
       
    María Luisa Chiappe, presidente ejecutiva de Asoenergía, aseguró que: “las simulaciones realizadas por el equipo técnico de  Asoenergía, que incluyen el análisis de los recientes episodios como el daño en Guatapé y Termoflores, indican que durante el mes de marzo el sistema estará bastante estresado, pero hay razones sólidas para suponer que podrá  abastecer la demanda hasta el final del Niño a pesar de los problemas que se han presentado en algunas plantas, por lo que el gremio NO anticipa racionamiento de energía.
     
    Según los análisis técnicos hechos por Asoenergía, tanto las hidroeléctricas como las térmicas han estado generando suficiente energía para abastecer la demanda; sin duda las importaciones de Ecuador, que podrían llegar hasta 7GWh/día, le darán mayor holgura al sistema.
     
    Las térmicas han venido generando más de 85GWh/día  en promedio, a pesar de que algunas plantas no aportaron energía al sistema. En particular Termocandelaria y Termodorada, no despacharon energía, presumiblemente por razones de costos, en tanto que Termotasajero y Termoflores  se encontraban en mantenimiento. En marzo ya se cuenta con la generación de Termocandelaria, Termodorada, Termotasajero y Termoflores, ya que esta última ha anunciado que retomará producción el día de hoy.
     
    Por su parte el el sistema hidroeléctrico  podrá  abastecer la demanda a pesar de los problemas que se han presentado en algunas plantas. Naturalmente las estimaciones contemplan la salida de Guatapé por razones sobrevinientes ampliamente conocidas. Sin el agua proveniente del Peñol las plantas de San Carlos y Playas disminuyen su producción en 30% pero siguen funcionando al 70% porque reciben agua de otras fuentes.
     
    “Se estima que las hidroeléctricas generen 104GWh/día en promedio durante el mes de marzo, 110 GWh/día en abril y 120 GWh/día en mayo”, puntualizó Chiappe.
     
    Siguen pendientes las medidas para fortalecer el sistema eléctrico en el mediano y largo plazo.
     
    Es necesario que las autoridades del sector se ocupen prioritariamente de adoptar las propuestas hechas por este gremio para hacer más competitivo el sistema de generación eléctrica en el mediano y largo plazo. Entre ellas la realización de subastas adicionales para  incorporar nuevas plantas hidroeléctricas y de carbón, hasta que se aporten como mínimo 2.000 MW adicionales de energía de bajo costo y la asignación del cargo por confiabilidad en función de la eficiencia de las plantas.
     
     
    Asoenergía
  • Avances para la producción de hidrógeno en alta mar utilizando la energía de las olas

    Según explica el alumno, el proyecto se basa en una plataforma “de usos múltiples” ya que permite extraer y distribuir energía (en este caso hidrógeno para su uso en pilas u otros productos) de una forma novedosa, así como utilizar el agua salada derivada de un proceso intermedio para el consumo humano.
     
    Los océanos pueden ofrecer una solución a algunos de los problemas derivados del cambio climático, como garantizar el suministro de agua y energía de forma sostenible. En esta línea se enmarca el trabajo llevado a cabo por el alumno de la Universidad de Valladolid Álvaro Serna, quien ha desarrollado un software para la producción de hidrógeno en alta mar utilizando la energía de las olas. El proyecto, tutorizado por el profesor del Departamento de Ingeniería de Sistemas y Automática Fernando Tadeo, ha obtenido una de las becas de la quinta edición del programa Prometeo de la Universidad de Valladolid, cuyo objetivo es proteger resultados de proyectos y prototipos innovadores desarrollados por alumnos de la Institución académica.
     
    Según explica el alumno, el proyecto se basa en una plataforma “de usos múltiples” ya que permite extraer y distribuir energía (en este caso hidrógeno para su uso en pilas u otros productos) de una forma novedosa, así como utilizar el agua salada derivada de un proceso intermedio para el consumo humano.
     
    La parte novedosa del proyecto, además de la integración de diferentes actividades en una misma plataforma marina, radica en el enfoque para la transmisión sin cables del hidrógeno generado mediante energías renovables. “Este concepto permite el transporte eficaz y el almacenamiento de energía, evitando así el problema de la necesidad de transmisión por cable, lo que acarrea una parte importante inversión en infraestructuras y por tanto un aumento en el precio de la energía”, señala.
     
    El software está formado por varias secciones para el diseño de la plataforma oceánica. La primera, una sección de producción de energía que requiere de un registro de datos de altura y de período de olas. Con esa información se puede obtener finalmente el flujo de energía producida. La segunda, una sección de ósmosis inversa, un paso intermedio de desalación de agua necesario para la obtención de hidrógeno.
     
    La tercera es la sección de electrólisis y compresión. Como detalla Álvaro Serna, una vez recibida el agua procedente del paso anterior, “se han diseñado las ecuaciones y los balances adecuados para lograr el objetivo de producción de hidrógeno deseado, y lo mismo se ha realizado para calcular la energía necesaria para la compresión de dicho hidrógeno”. La última es la sección de baterías que centra la mayor parte del control de la planta. En este sentido, se ha diseñado un algoritmo de control en función del parámetro DOD (profundidad de descarga) y dependiendo de este valor se ponen en marcha más o menos secciones de producción de hidrógeno.
     
    Una vez diseñados todos los componentes y secciones de la plataforma, apunta, “se pueden realizar diferentes simulaciones con el objetivo de comprobar el comportamiento y los valores de agua desalada y de hidrógeno producidos”.
     
    Utilidades del proyecto
     
    Respecto a las utilidades del proyecto, detalla “el aprovechamiento de la energía de las olas de alta mar, la producción industrial de hidrógeno a gran escala en la plataforma marina, y utilizar el hidrógeno como materia prima para pilas de hidrógeno y para otro tipo de productos como compuestos químicos o abonos”. Asimismo, asegura, “el agua salada derivada de la fase de electrólisis se puede utilizar para el consumo humano”.
     
    “El fin último es la mejora del impacto ambiental, el potencial social y económico de las nuevas actividades marítimas. Como aspecto innovador está la integración de actividades en la plataforma para la producción de hidrógeno y por último que toda esta plataforma no usa cables de modo que el hidrógeno generado se puede llevar a costa sin utilizar la red eléctrica”, concluye.
     
    Fuente original: http://www.dicyt.com/
  • Avanzan los proyectos para un buen futuro energético

    Ocho propuestas están en marcha para consolidar el sistema colombiano. Tolima, Antioquia, Norte de Santander y Córdoba serán sede de varias que entrarán en servicio entre el 2015 y el 2018.
     
    Colombia se ha fortalecido en el ámbito energético y adelanta planes que lo consolidarán aún más.
     
    Sin embargo, Alejandro Castañeda, director ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), considera que se debe incrementar la capacidad instalada, a través de una oferta flexible de gas, de una coordinación entre gas y electricidad, y que es necesaria una subasta que aumente la generación que supla la futura demanda.
     
    “Es necesario que se complementen las alternativas como la planta de regasificación antes del 2016. Hay que hacer unas definiciones en la operación de gas y electricidad, y no se debe descartar, para el mediano plazo, la apertura de una nueva subasta”, dijo el director ejecutivo de Andeg.
     
    Por el momento, estas son algunas obras que avanzan, según el Informe Ejecutivo XM, Auditor del Proyecto y Gecelca:
     
    CUCUANA
     
    La Central de Generación a filo de agua del río Cucuana consiste en el aprovechamiento del potencial hidroeléctrico de los ríos Cucuana y San Marcos, entre las cotas 2.200 y 1.500 msnm. El proyecto se encuentra localizado en zona rural del municipio de Roncesvalles (Tolima) y entrará en operación en marzo del 2015.
     
    Tendrá una potencia de 55 Mw y entregará al sistema interconectado nacional 252 Gwh por año de energía. Su obligación de energía en firme será de 50 GWh año.
     
    SAN MIGUEL 
     
    En el oriente antioqueño, entre los municipios de San Luis y San Francisco, a dos horas de Medellín, se construye esta central hidroeléctrica a filo de agua con capacidad de 44 MW.
     
    De la captación, el agua pasa a un desarenador de seis cámaras. La conducción es mediante un túnel de 3,65 km. y cuenta con un túnel superior de baja presión, almenara, trampa de gravas, pozo y túnel inferior blindado. Se prevé que entre en operación en diciembre del 2015, con una generación de energía firme de 123GWh anual.
     
    CARLOS LLERAS RESTREPO 
     
    Se estima que en diciembre del 2015 entre en operación la hidroeléctrica Carlos Lleras Restrepo, en jurisdicción de los municipios de Barbosa y Santo Domingo (Antioquia). Es una planta con capacidad instalada de 78,2 M. La obra civil está a cargo de Mincivil y el seguimiento lo realiza el auditor Hidralpor. Tendrá una obligación de energía en firme de 200 GWh año.
     
    GECELCA 3.2
     
    En Puerto Libertador (Córdoba) se construye la central térmica Gecelca 3.2 con capacidad de 164 MW, con una unidad a carbón con caldera de tecnología de lecho fluidizado. El área donde se desarrollará ha sido concebida como zona franca permanente especial.
     
    Se prevé que tendrá una obligación de energía en firme de 1,971 GWh año e iniciará operación el 16 de diciembre del 2015.
     
    TASAJERO 2
     
    Esta central térmica a carbón, con capacidad de 160 MW, estará localizada en San Cayetano (Norte de Santander), adyacente a Termotasajero 1, a orillas del río Zulia.
     
    Cuenta con sistema cerrado de agua mediante torres de enfriamiento, con un desulfurizador (FGD, Flue-gas desulfurization) para remoción de SOx y con quemadores de baja emisión de NOx. Está previsto que entre en operación en diciembre del 2015, con una obligación de energía en firme de 1,332 GWh año.
     
    TERMONORTE
     
    Se calcula que en diciembre del 2017 entre en operación esta central que trabajará con tecnología térmica a base de gas y tendrá una obligación de energía en firme de 619 GWh año. El promotor Termonorte S.A. E.S.P. dice que su capacidad será de 88 MW. Se planea que se desarrolle en cercanías de Santa Marta, a dos kilómetros del peaje de Neguanje, en la salida hacia Riohacha. No obstante, el promotor manifiesta que si surge otra opción que provea mejores beneficios, se tendrá en cuenta.
     
    PORVENIR 2
     
    El proyecto hidroeléctrico Porvenir 2 estará en el oriente de Antioquia, en jurisdicción de los municipios de San Luis, San Carlos y Puerto Nare, sobre el río Samaná Norte y aguas arriba de la confluencia con el río Guatapé. Será una planta hidroeléctrica con capacidad instalada de 352 MW, con caudal de diseño de 297 m3/s y un salto neto de 133 m.
     
    Porvenir 2 fue incluido en el grupo de Proyectos de Interés Nacional y Estratégico (Pines) y se prevé que entre en operación en diciembre del 2018, con 1,445 GWh de obligación de energía firme.
     
    ITUANGO
     
    Se ubicará en el noroccidente de Antioquia, en predios de Ituango y Briceño. Fue incluido en el Pines, con una obligación de energía firme de 4,567 GWh año y se estará en operación en el 2018.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
    {backbutton}
  • Avanzan los trabajos en Hidroituango y turbinas tres y cuatro operarían en noviembre

    Uno de los frentes con avance es el de los trabajos subacuáticos, con diversas actividades previstas y la llegada de compuertas.
    Continúa el avance en la construcción de Hidroituango, a la espera de que a finales de este año entren en operación las unidades tres y cuatro.
     
    De acuerdo con EPM, uno de los frentes de obra con mayor avance es el de los trabajos subacuáticos, con diversas actividades previstas y la llegada de compuertas o mamparos hidromecánicos al sitio de obras principales.
     
    Se comunicó que dichas compuertas se diseñaron, fabricaron y probaron en Croacia para las características y geometría específicas del proyecto. "No son equipos que se producen en serie o son estandarizados, pero sí responden a criterios y normas técnicas de ingeniería mundial de equipos estructurales e hidromecánicos, para garantizar la correcta operación y funcionamiento de la Central de generación de energía", dijo EPM.
     
    Por el lado de las compuertas, tienen un peso cercano a 80 toneladas cada una y se instalan con buzos profesionales y el apoyo de equipos especializados, complementados con cámaras hiperbáricas. Las compuertas ya se ensamblaron en las captaciones del sistema de conducción.
     
    Entre los trabajos clave, se informó que en los próximos días las compuertas quedarán ancladas definitivamente al sistema de conducción de casas de máquinas.
     
    Dado que se espera que en noviembre de este año entren en operación las turbinas tres y cuatro, entre los avances, EPM destacó que está en su tramo final el montaje electromecánico de todo el conjunto turbina generador de energía y se concluyó el blindaje de las conducciones tres y cuatro.
     
    En cuanto a la segunda etapa de Hidroituango, que comprende las unidades cinco a la ocho, sigue la fabricación de virolas para el blindaje de los túneles.
     
    Por Carolina Salazar para LaRepública.
  • Avanzan planes de eficiencia energética en Colombia

    Bogotá - Páneles solares y proyectos de ahorro de energía se convierten en herramientas con las cuales muchas empresas gestionan el consumo energético e intentan ser más amigables con el ambiente. Con políticas de sostenibilidad basadas en fuentes renovables, en este 2015 se pretende duplicar la cobertura de los planes.
     
    A través de empresas como Green Yellow, especializadas en 'energy management' y energía solar, se está avanzando desde hace tres años en la intervención del gasto energético y la innovación. Un ejemplo de esto son obras como la realizada el pasado octubre en Barranquilla. 
     
    El ahorro del tejado solar más grande de Colombia, ubicado la capital del Atlántico, es de un promedio del 25%. Esta planta solar tiene una capacidad de más de 500 Kwp y produce alrededor de 780 Mwh/año. Sin embargo, hay que tener en cuenta que las centrales solares producen energía entre las 6:00am y 6:30pm (aproximadamente), hecho que hace que en una curva de uso de energía no se logre ahorrar todo el día. 
     
    En las horas de la noche los páneles tienen una limitación en la producción de energía, además el uso de sistemas de almacenamiento dobla el costo de cada uno de los proyectos. Ante esto Green Yellow propone proyectos de ahorro de energía, los cuales consisten en intervenir todos los procesos intensivos en consumos de energía tales como iluminación, climatización, cadena de frío, bombeo, calderas, maquinaria, entre otros. 
     
    Entre la experiencia de la compañía francesa están los 75 proyectos en el territorio nacional que han logrado dejar de consumir más de 65,4 millones de KWh, esto equivale al gasto de cerca de 36.000 hogares durante un año. La energía no consumida, corresponde a 19.125 toneladas de CO2 no emitidas al medio ambiente o a la absorción en dióxido de carbono de 25.500 árboles plantados. 
     
    Los sectores que más se interesan en las iniciativas de este tipo son los del retail, centros comerciales, puertos, aeropuertos, logística, hotelería, hospitales, servicios generales, agroindustria y procesos productivos en general.
     
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Bajan precios de la energía en bolsa en medio de lluvias, visitas de la SIC y más oferta

    Los precios de la energía en bolsa han bajado en los últimos días, incluso por debajo de $400/kwh. Uno de los factores que lo explican es el aumento de las lluvia.
    Según las cifras reportadas por XM, el promedio de precio de la energía en bolsa ha caído por cinco días consecutivos, pasando de $1.479,18/kWh el 24 de octubre de 2023 a $371,72/kWh el 29 del mismo mes.
     
    Esto se explica, según analistas, por la entrada en operación de las turbinas tres y cuatro de Hidroituango y de Termocandelaria, pero también sucede tras las recientes visitas administrativas de la SIC a empresas del sector y en medio de la fuerte temporada de lluvias.
     
    “La bajada de los precios de bolsa se puede explicar por un par de razones. La primera es la entrada de más oferta: la entrada de Hidroituango y de Termocandelaria al sistema la semana pasada. Entonces, obviamente sube la oferta y la disponibilidad de energía en el día a día”, explicó Alejandro Castañeda, director de Andeg.
     
    El experto agregó el efecto de las lluvias recientes. “Las lluvias han aumentado en los últimos 10 días, mientras que en septiembre y en los primeros días 15 días de octubre veníamos con unas lluvias que correspondían más o menos a 53% de la media histórica. Es decir, si se saca el promedio de los últimos 50 septiembres, estábamos a 50% de ese promedio, entonces estábamos muy bajitos. Hoy en día subió y estamos como a 75%, entonces está llegando un poco más de agua a los embalses y los agentes hidráulicos lo que hacen es aflojar los precios y comenzar a disminuir el precio en bolsa”, dijo Castañeda.
     
    Se conoció, además, que la SIC adelantó visitas administrativas a empresas del sector en medio del aumento en los precios de la energía en bolsa.
     
    El nivel de los embalses
     
    Las recientes lluvias que se han presentado en gran parte del territorio nacional pueden poner un panorama distinto para el sector de generación eléctrica y la seguridad energética en el país, pues el fenómeno de El Niño viene impactando los precios de la energía en bolsa, que llegaron incluso a superar los $1.400 kWh el pasado 24 de octubre, lo que resulta en un impacto en toda la cadena.
     
    Y aunque octubre estuvo marcado por fuertes lluvias, lo cierto es que El Niño se mantiene presente. El Ideam espera que el evento climático tenga mayor intensidad durante noviembre, diciembre y enero. Los efectos se sentirán al menos hasta mayo de 2024 y la probabilidad de que el fenómeno sea fuerte está entre 75% y 85%, según el reporte del 26 de octubre.
     
    Según el reporte de XM, a corte del 31 de octubre el nivel de los embalses del país llegó a 72,8%, lo que demuestra el efecto del fenómeno de El Niño, pues el nivel en octubre del año pasado fue de 85,6%. Y a pesar de las fuertes lluvias, la diferencia del nivel de embalses contra septiembre no es significativa, pues en ese mes estaban en 73,69%.
     
    Juan Felipe Neira, docente de la Universidad Externado, ve con buenos ojos el comportamiento, “sin embargo, la proyección del pico es en diciembre, entonces toca esperar un poco más para poder tomar decisiones más definitivas”.
     
    Central Hidroituango ya entrega 1.200 MW de energía renovable al sistema nacional
    El pasado 31 de octubre, EPM informó que las turbinas tres y cuatro del proyecto ya comenzaron a entregar energía de forma comercial. De esta forma, el Sistema Interconectado Nacional, SIN, operado por XM, ya está recibiendo la energía, lo cual permitirá la reducción de los valores de las facturas.
     
    Ahora, con las primeras cuatro turbinas en funcionamiento, la Central Hidroituango ya genera 1.200 MW de energía renovable al sistema nacional. Jorge Carrillo, gerente de EPM, hizo referencia al efecto del proyecto en los precios.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Bancada del Caribe solicitó al Gobierno una reforma de los servicios básicos del país

    Representantes de la región Caribe se reunieron ayer con el presidente Gustavo Petro ante las altas tarifas de energía en la Costa.
    El Gobierno Nacional lideró ayer una reunión con congresistas y gobernadores de la bancada del Caribe, en un esfuerzo por solucionar los altos costos de la energía en la región.
     
    En el encuentro, encabezado por el presidente Gustavo Petro, también participaron figuras como Laura Sarabia, directora del Dapre; el ministro del Interior, Luis Fernando Velasco; el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho; y líderes políticos como Eduardo Verano de la Rosa, gobernador del Atlántico y el senador Carlos Meisel.
     
    Durante el encuentro, la bancada del Caribe pidió radicar una reforma a la Ley de Servicios Públicos, aquejando que se ha denunciado en varias oportunidades que los miembros de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg, “trabajan para las generadoras del país”.
     
    Añadiendo, que había intereses particulares, razón por la que aseguran que desde la bancada respaldarán el cambio de fórmula para una tarifa justa.
     
    Por otro lado, señalaron que se instalará una mesa técnica con el Departamento Nacional de Planeación, el Ministerio de Hacienda, el Ministerio de Energía, los alcaldes, gobernadores, entre otros, para focalizar los subsidios en el país y que se garantice que están llegando a quienes los necesitan.
     
    Luego de la reunión, el presidente Gustavo Petro dijo que desde el Gobierno se van a proponer tres puntos principales. El primero es un cambio de la fórmula tarifaria en la Creg.
     
    El mandatario señaló que la tarifa de generación debe reflejar precios de libre competencia y no de monopolio.
     
    En segundo lugar, se propuso una conferencia de alcaldes, gobernadores del Caribe, y fuerzas sociales para intensificar el plan de comunidades energéticas de energía limpia en esta región en la costa norte del país.
     
    Y en tercer lugar, se propuso cambiar algunos aspectos de la ley, aunque no especificó cuáles, lo que reforzó el argumento de que se presentará una reforma a los servicios.
     
    Hace unos días, los congresistas de la región propusieron un proyecto de ley para reducir las tarifas de la energía.
     
    El proyecto propone que los costos en el recibo de la luz obedezcan a criterios objetivos, de acuerdo con los planes de inversión que se generen para superar los costos por pérdidas operativas en toda la Costa Caribe.
     
    Luego de la reunión, el presidente Gustavo Petro dijo que desde el Gobierno se van a proponer tres puntos principales. El primero es un cambio de la fórmula tarifaria en la Creg.
     
    El mandatario señaló que la tarifa de generación debe reflejar precios de libre competencia y no de monopolio.
     
    En segundo lugar, se propuso una conferencia de alcaldes, gobernadores del Caribe, y fuerzas sociales para intensificar el plan de comunidades energéticas de energía limpia en esta región en la costa norte del país.
     
    Y en tercer lugar, se propuso cambiar algunos aspectos de la ley, aunque no especificó cuáles, lo que reforzó el argumento de que se presentará una reforma a los servicios.
     
    Hace unos días, los congresistas de la región propusieron un proyecto de ley para reducir las tarifas de la energía.
     
    El proyecto propone que los costos en el recibo de la luz obedezcan a criterios objetivos, de acuerdo con los planes de inversión que se generen para superar los costos por pérdidas operativas en toda la Costa Caribe.
     
    Creg planea resolución para intervenir precios
     
    La Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg, aseguró recientemente que todavía no ha archivado el proyecto de resolución que establece reglas transitorias en el precio de bolsa y una posible intervención de los precios de la energía durante el periodo del fenómeno de El Niño.
     
    Dijo que dicha resolución se encuentra en etapa de análisis incluyendo la remisión del proyecto regulatorio a la Superintendencia de Industria y Comercio y agregó que están en proceso de evaluación de los aportes de los agente del mercado y la ciudadanía.
     
    Por Bárbara Orozco para LaRepública.
  • Big Oil se prepara para subasta masiva de energía eólica marina en el Golfo de México

    El año pasado, la administración de Biden describió una serie de iniciativas de energía limpia que planea emprender, entre las que destaca la  mayor venta de arrendamientos de energía eólica marina  en la historia de los Estados Unidos.
    Bien, finalmente ha llegado el momento en que las grandes compañías petroleras y otros desarrolladores de energía eólica marina se están preparando para la primera subasta de energía eólica marina del gobierno de EE. UU. en el Golfo de México que se llevará a cabo el 29 de agosto. El Aviso de venta final para la subasta incluía Área de 102 480 acres frente a la costa de Lake Charles, Luisiana, así como dos áreas frente a la costa de Galveston, Texas, una de 102 480 acres y la otra de 96 786 acres. Los proyectos de debut tendrán un lecho marino para un potencial de 3,7 GW, y se espera que los precios de arrendamiento lleguen a los $ 4,000 por acre si Big Oil decide dar una oportunidad a los desarrolladores eólicos marinos de juego puro.
     
    “ El Golfo de México está preparado para desempeñar un papel clave en la transición de nuestra nación hacia un futuro de energía limpia. El anuncio de hoy sigue a años de compromiso con agencias gubernamentales, estados, usuarios de los océanos y partes interesadas en la región del Golfo de México. Esperamos continuar la colaboración en los años venideros”, dijo Elizabeth Klein, directora del regulador estadounidense, la Oficina de Administración de Energía Oceánica.
    El gobierno de EE. UU. está  considerando abrir 30 millones de acres  del Golfo de México, cerca de Texas y Luisiana, a proyectos de energía eólica marina como parte del objetivo de Biden de construir 30 gigavatios de capacidad de energía eólica para 2030, suficiente para abastecer a más de 10 millones de hogares. Según un informe del  Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) , EE. UU. necesitará más de 2.100 aerogeneradores, al menos 2.100 cimientos, más de 11.000 kilómetros de cables y cinco embarcaciones de instalación de aerogeneradores para lograr su objetivo de energía eólica marina. Actualmente, el país tiene ~72 000 turbinas eólicas existentes registradas en los EE. UU. continentales. Sin embargo, el golfo de México tiene un potencial mucho mayor, y se estima que la región tiene unos 500 GW de potencial eólico marino comercial.
     
    Ajuste perfecto
     
    Aunque las aguas del Golfo aún no han generado turbinas eólicas, hay varias razones por las que el Golfo de México encaja perfectamente como un centro eólico marino.
     
    En primer lugar, la Costa del Golfo también tiene una gran cantidad de empresas y trabajadores con décadas de experiencia en la producción de energía en alta mar. Según la Administración de Información de Energía,  la producción de petróleo federal en alta mar del Golfo de México  representa el 15% de la producción total de petróleo crudo de EE. UU. Los campos principales incluyen el campo petrolero del bloque 330 de Eugene Island, el campo petrolero Atlantis y el campo petrolero Tiber (descubierto en 2009), mientras que las plataformas petroleras notables incluyen Baldpate, Bullwinkle, Mad Dog, Magnolia, Mars, Petronius y Thunder Horse. 
     
    “ Tenemos una base realmente madura para la energía. Tenemos el conocimiento”, dijo Lefton. La gente, las empresas, los fabricantes que saben cómo hacer el desarrollo energético [de la plataforma continental exterior] están en el Golfo de México ”, dijo a Politico la directora de la Oficina de Gestión de Energía Oceánica del Departamento del Interior, Amanda Lefton.
     
    Según Hayes Framme, gerente de relaciones gubernamentales para América del Norte en el gigante eólico danés  Ørsted A/S  (OTCPK:DNNGY) ,  la infraestructura de petróleo y gas existente en el Golfo representa "una experiencia histórica".
     
    “ Una de las cosas que hace que el área del Golfo sea atractiva es el hecho de que tienes una fuerza laboral que está acostumbrada a trabajar en plataformas en el océano. No es como si tuvieras que construir una industria. Lo que hay que hacer aquí es básicamente ayudar a que una industria existente evolucione ”,  dijo Dennis Arriola, director general de la empresa de energías renovables Avangrid Inc.  (NYSE:AGR).
     
    Michael Hecht, presidente y director ejecutivo de  Greater New Orleans , dice que los empleos en la industria tradicional del petróleo y el gas del Golfo han disminuido durante la última década, lo que crea una sensación de urgencia para hacer una transición que permita a las personas conservar sus habilidades.
     
    El Golfo también podría convertirse en un importante centro de hidrógeno, con la energía eólica que se utiliza para generar hidrógeno verde para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de industrias como los camiones de larga distancia, la fabricación de fertilizantes y la aviación.
     
    El gasto en alta mar se dispara
     
    Según Maritime Professional, hay más de 45 proyectos eólicos marinos en desarrollo en los Estados Unidos, lo que  representa $ 136 mil millones en gastos de capital  y $ 4,4 mil millones en oportunidades OPEX anuales. Marítima estima que 46 proyectos eólicos marinos instalarán 43 GW de capacidad en esta y la próxima década, y se prevé que los proyectos entren en funcionamiento dentro de esta y principios de la próxima década.
     
    La publicación dice que 17,5 GW de capacidad del proyecto ya han asegurado compromisos de compra, mientras que 16,5 GW de nueva actividad federal de arrendamiento en alta mar en el noreste, el Atlántico sur y California están en marcha. 
     
    El Departamento de Energía de EE. UU. ha informado que  el gasoducto eólico marino de EE. UU.  creció un 24 % anual en 2022, con 35 324 MW ahora en varias etapas de desarrollo gracias a la caída de los precios de la energía eólica marina, la acción federal y los compromisos a nivel estatal. 
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Bioenergía depende de 14 plantas

    Un total de 14 plantas de producción, de las cuales cuatro se construyeron en los últimos tres años, colocan en el mercado más de 581.000 toneladas de biodiésel y 390 millones de litros de bioetanol cada año en un esfuerzo por dinamizar una industria que en el mundo impulsó los cultivos agrícolas.
     
    “Además de vigilar el desarrollo de los programas hemos promovido el crecimiento de una industria que da sustento a 380.000 personas”, aseguró Jorge Bendeck, presidente de la Federación Nacional de Biocombustibles de Colombia (Fedebiocombustibles).
     
    La bioenergía también ha ganado potencial en Colombia. Por un lado, los ingenios azucareros están trabajando en proyectos de autosuficiencia para las necesidades de su industria que en cinco casos ya terminaron en cogeneración, es decir, la capacidad de producción es tan alta que le pueden vender a la red pública.
     
    Fernando Londoño, presidente de la Asociación de Cultivadores de Caña de Azúcar de Colombia (Asocaña), estima que para este año la capacidad instalada de cogeneración esté en 260 megavatios. “Hay proyectos nuevos de Riopaila y Manuelita y casi todos los ingenios le apostaron a iniciativas de ampliación de sus plantas de energía, por lo que creemos que en el mediano plazo podemos llegar a superar los 300 megavatios”, dijo.
     
    El sector azucarero se convirtió en fuente de energía hace más de ocho años, hoy cuenta con cinco destilerías de alcohol en las que a la fecha se han invertido más de US$180 millones de acuerdo con Asocaña, posicionando a Colombia como el tercer productor en América Latina después de Brasil y Argentina con 390 millones de litros al año.
     
    La producción de bioetanol se realiza con base en el bagazo, lo que queda tras haber exprimido la caña en destilerías, esa es biomasa se inyecta en las calderas y genera vapor.
     
    Este método no solo garantiza energía renovable y sostenible, sino que cuando es utilizado como combustible reduce en 74% las emisiones de gases según estudio del Ministerio de Minas y Energía. Además, dado que no depende de factores externos como el clima, Londoño asegura que la capacidad instalada de los ingenios es hoy más grande que la de cualquiera de las hidroeléctricas.
     
    Lo propio han hecho los cultivadores de palma, pues del mismo modo que con el etanol, la biomasa resulta del proceso de extracción. Pero no solo se aprovechan sus aceites, la fibra y otros residuos del cultivo pueden generar energía eléctrica y gasolina, lo que en suma tiene un potencial de 300 megavatios.
     
    Jens Mesa Dishington, presidente de la Federación Nacional de Cultivadores de Palma de Aceite (Fedepalma), aseguró que esta fuente puede aportar hasta 2% de la capacidad de generación del país pues viene en un crecimiento sostenido desde la década de los 90 y se estima que para 2020 la producción se duplique. El dirigente gremial está convencido de que en la medida en que el Gobierno fije las reglas de los biocombustibles y haya un cambio en las políticas actuales, crecerán las áreas cultivadas.
     
    El Programa Nacional de Biodiésel de palma inició en enero de 2008 con una mezcla de 5% en el combustible tradicional y tardó dos años en consolidarse en el país. Para 2013 la mezcla promedio era de 9,2% y desde entonces no ha variado a pesar de que se tiene materia prima para atender una proporción de 20%.
     
    Esta política de combustibles limpios permitió duplicar las ventas de aceite de palma al mercado local (representan 53% de la demanda), superando las 4.000 toneladas en 2013 cuando el 2007 solo se destinaban 9.000.
     
    Hoy nueve plantas se dedican a la generación de energía y el gremio estima que se necesitaría de una inversión de US$600 millones para adoptar las nuevas tecnologías y así entregar mayores excedentes al sistema interconectado nacional.
    Gobierno le apostó a aprovechar las fuentes renovables.
     
    El año pasado se aprobó la Ley 1715 de 2014 que promueve el aprovechamiento de las energías renovables y que regula su integración con el sistema energético nacional. Con esta iniciativa se logró que el sector agropecuario entrara a formar parte de la industria energética del país, por lo que se espera crezca su participación. Según la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) 23,8% de la energía que se consume en el país proviene de fuentes renovables, pero los biocombustibles solo aportan 2% de esta.
     
    Las opiniones
    Jens Mesa Dishington
    Presidente de Fedepalma
    “El mercado local de producción de palma creció bastante a raíz de la mezcla de biodiésel, para el desarrollo futuro dependemos de un cambio en la política actual”.
     
    Fernando Londoño
    Presidente de Asocaña
    “La capacidad instalada de cogeneración de energía de los ingenios podría llegar en el mediano plazo a 300 megavatios, siendoque hoy estamos por encima de los 200”.
     
    Jorge Bendeck
    Presidente de Fedebiocombustibles
    “El sector agroindustrial de los biocombustibles da sustento a 380.000 personas en el país, pues es una actividad que genera 31.000 puestos de trabajo indirectos y 62.000 indirectos”.
     
     
    Fuente: Larepublica.co
     
    {backbutton}
     
  • Brasil, Argentina y Guyana podrían convertirse en los grandes protagonistas energéticos de esta década

    Estos países se preparan para una bonanza. Pero el descenso de la demanda amenaza al resto de la región.
    En las profundas aguas azules de la costa de Guyana, barcos gigantescos extraen petróleo de yacimientos situados a tres kilómetros de profundidad. Estas máquinas están transformando la suerte de uno de los países más pequeños y pobres de Sudamérica. En 2015, ExxonMobil, gigante petrolero estadounidense, descubrió la primera de las reservas probadas de crudo, que actualmente ascienden a unos 11.000 millones de barriles, es decir, alrededor del 0,6% del total mundial. La producción comenzó hace tres años y se está acelerando. En 2028 podría alcanzar los 1,2 millones de barriles diarios, lo que convertiría a Guyana en uno de los 20 mayores productores de petróleo del mundo. Es una bonanza asombrosa para un país de sólo 800.000 habitantes. A los políticos extranjeros ya no les cuesta encontrarlo en el mapa. El 6 de julio visitó el país Antony Blinken, Secretario de Estado estadounidense.
     
    Las ganancias inesperadas de Guyana están reactivando la producción petrolera latinoamericana. Según un reciente informe de la Agencia Internacional de la Energía, la producción mundial aumentará en 5,8 millones de barriles diarios de aquí a 2028. Alrededor de una cuarta parte de la oferta adicional procederá de América Latina, dando la vuelta a una década de descenso de la producción en la región. Dentro de ella, Argentina, Brasil y Guyana crecerán y el resto disminuirá.
     
    A escala mundial, la demanda de petróleo alcanzará su punto máximo en las próximas décadas, a medida que despeguen las alternativas energéticas más limpias. Aunque el petróleo seguirá siendo necesario a lo largo de la transición energética, tendrá que producirse a bajo coste y con bajas emisiones de carbono para seguir siendo competitivo. Es probable que Brasil y Guyana se beneficien más que la mayoría de los exportadores. En Guyana, ExxonMobil y sus socios no están perdiendo el tiempo para llevarlo al mercado. “El objetivo del gobierno -y también el nuestro- es acelerar el desarrollo de los recursos lo antes posible”, afirma Meghan Macdonald, portavoz de la empresa. En parte también se trata de maximizar los beneficios mientras los precios del petróleo sean altos.
     
    En cambio, la transición energética será dura para otras partes de América Latina. Muchas empresas petroleras estatales son ineficaces y producen barriles sucios. Lugares como Ecuador y Venezuela están lamentablemente mal preparados. El presidente de México está malgastando miles de millones en mimar a la incompetente empresa petrolera estatal. La negativa de estos países a adaptarse podría tener consecuencias económicas nefastas. La nueva geografía del petróleo en la región encierra lecciones para el mundo.
     
    En Brasil, este auge inminente se remonta a décadas atrás. En 2006, los ingenieros de Petrobras, la petrolera estatal brasileña, hicieron un descubrimiento espectacular. Frente a la costa del estado de São Paulo, y bajo tres kilómetros de agua y cinco más de roca y sal, yacía uno de los mayores yacimientos petrolíferos marinos del mundo. Para el entonces presidente, Luiz Inácio Lula da Silva, el descubrimiento demostraba que “Dios es brasileño”. Los llamados yacimientos presalinos parecen no tener fondo. Se han perforado más de un centenar de pozos, y cada uno de ellos mana petróleo a borbotones. La producción de los yacimientos pasó de 41.000 barriles diarios en 2010 a 2,2 millones el año pasado.
     
    ¿Dios es brasileño o guyanés?
     
    Los yacimientos presalinos transformaron a Brasil de productor marginal de petróleo en el octavo del mundo. Su geología, junto con las inversiones de Petrobras en tecnología punta, hacen que la extracción sea especialmente eficiente. Según Schreiner Parker, de la consultora Rystad Energy, Brasil y Guyana pueden producir petróleo de forma rentable a 35 dólares el barril, menos de la mitad del precio actual. La cantidad de CO2 equivalente emitida por barril es de 10 kg, frente a una media mundial de 26 kg. “Brasil y Guyana tienen los barriles privilegiados que el mercado va a buscar”, opina Parker.
     
    Ahora Lula, que vuelve a la presidencia, apuesta por otra ronda de buenas noticias. Petrobras tiene previsto destinar casi la mitad de su presupuesto de exploración de 6.000 millones de dólares en los próximos cinco años al margen ecuatorial, una zona del noreste de Brasil próxima a Guyana (véase el mapa). El Gobierno espera que la zona contenga más de 10.000 millones de barriles de petróleo recuperable, aproximadamente el equivalente a los yacimientos del presal. El organismo regulador del medio ambiente de Brasil denegó recientemente a la empresa la licencia para perforar en la zona, pero Petrobras afirma que recurrirá la decisión. Cuenta con el respaldo de varios pesos pesados de la política. Alexandre Silveira, ministro de Minas, ha calificado el margen ecuatorial de “pasaporte al futuro”.
     
    La nueva oiligarquía
     
    La buena fortuna de Petrobras no se debe únicamente a sus riquezas naturales. Una política sólida fue crucial. Las bases se sentaron en la década de 1990, cuando un gobierno centrista creó una agencia reguladora independiente y empezó a invertir fuertemente en exploración. La suerte de la empresa se invirtió durante la administración de Dilma Rousseff, protegida de Lula, que gobernó de 2011 a 2016. Bajo su mandato, Petrobras gastó miles de millones de dólares subvencionando el combustible nacional, incluso cuando los precios mundiales del petróleo se desplomaron. En 2015 había acumulado deudas por valor de más de 100.000 millones de dólares. Una investigación reveló que estaba en el centro de una gigantesca trama de sobornos para comprar apoyo político.
     
    Tras la destitución de Rousseff, acusada de haber manipulado las cuentas públicas para ocultar la magnitud de la crisis económica brasileña, el Gobierno aprendió a “tratar a Petrobras como una empresa y no como un ministerio”, afirma Parker. Pedro Parente, el Director General, vendió activos para centrarse en los yacimientos presalinos y redujo drásticamente la plantilla. Una nueva ley permitió a las empresas internacionales participar en la exploración y producción, aumentando la competencia. El año pasado, los beneficios de Petrobras alcanzaron la cifra récord de 36.000 millones de dólares (en parte gracias a la subida de los precios del petróleo).
     
    Pocas empresas petroleras de la región han aprendido las lecciones del extraordinario cambio de rumbo de Petrobras, o han tenido la suerte de aprovechar los nuevos descubrimientos. América Latina tiene las segundas mayores reservas probadas de petróleo del mundo después de Oriente Medio, pero sus empresas estatales han desaprovechado repetidamente las oportunidades. A diferencia de la mayoría de los países del Golfo, los gobiernos de la región no han creado fondos soberanos sofisticados para canalizar los ingresos del petróleo hacia inversiones a largo plazo. En lugar de ello, han pasado a depender del petróleo como fuente de divisas e ingresos fiscales.
     
    Quizá ninguna empresa del mundo esté tan estrechamente vinculada al colapso de su país como la petrolera estatal venezolana, PDVSA. En su punto álgido, en 1998, proporcionaba el 5% del suministro mundial. Pero ese año fue elegido presidente Hugo Chávez, un autócrata de izquierdas. En 2003, tras una huelga de los trabajadores de PDVSA, Chávez despidió a 18.000 empleados -la mitad de la plantilla- y los sustituyó por leales. Más tarde exigió a las empresas petroleras extranjeras que renegociaran sus contratos para dar a PDVSA el control mayoritario. Se convirtió en una gallina de los huevos de oro para comprar apoyo político.
     
    La producción de petróleo venezolano, en su mayor parte pesado y denso, se ha desplomado de 3,4 millones de barriles diarios en 1998 a 700.000 en la actualidad. La corrupción es moneda corriente en PDVSA, que también está sujeta a sanciones estadounidenses. Entre enero de 2020 y marzo de 2023, sólo recibió 4.000 millones de dólares en pagos, aunque las exportaciones de petróleo ascendieron a 25.000 millones. Sin embargo, Nicolás Maduro, el sucesor elegido por Chávez, se aferra a las predicciones optimistas. Después de que Rusia invadiera Ucrania, dijo que PDVSA podría “crecer uno, dos, tres millones de barriles diarios si fuera necesario”.
     
    El caso de Venezuela es extremo, pero la mala gestión y la inestabilidad política son la norma en la región. Según Francisco Monaldi, de la Rice University de Houston, si todo el petróleo de la región se explotara con la misma pericia y en un entorno normativo similar al de Texas, América Latina estaría produciendo más petróleo que Estados Unidos, en lugar de aproximadamente la mitad. Colombia, Ecuador y México produjeron sólo el 3,8% de la producción mundial en 2021. La producción se reducirá debido a una mezcla de mala geología y mala política, o ambas.
     
    En México, por ejemplo, los yacimientos están envejeciendo a marchas forzadas. La producción alcanzó su punto máximo en 2004 y se ha reducido aproximadamente a la mitad. Esto no debería ser un problema, ya que México tiene una economía grande y diversificada, con una sólida industria manufacturera gracias a un acuerdo de libre comercio con Estados Unidos y Canadá. Sin embargo, el presidente Andrés Manuel López Obrador está decidido a hacer que México sea autosuficiente en energía y considera que Pemex, la empresa petrolera estatal, es esencial para lograrlo.
     
    Desde que llegó al poder en 2018, su administración ha prodigado a la empresa con 45.000 millones de dólares en exenciones fiscales y otras ayudas financieras. El año pasado se inauguró una nueva refinería, cuya construcción podría haber costado hasta 18.000 millones de dólares, más del doble del precio original. En conjunto, Pemex es ahora una sangría para las arcas del país, en lugar de ser un proveedor para ellas. Con más de 100.000 millones de dólares de deuda, es la empresa petrolera más endeudada del mundo. En mayo, sus refinerías funcionaban a menos de la mitad de su capacidad. Las nuevas reservas se encuentran en aguas profundas, que Pemex carece de financiación o conocimientos técnicos para explotar. El 11 de julio, Reuters informó de que un enorme incendio en una plataforma en alta mar había dejado dos muertos, y reduciría la producción de Pemex en al menos 2 millones de barriles sólo este mes.
     
    Locuras oleaginosas
     
    La economía mexicana puede amortiguar el golpe del descenso de la producción de petróleo. Otros países no tienen tanta suerte. El gobierno de Ecuador depende de los ingresos del petróleo más que ningún otro en América Latina (los datos de Venezuela no son fiables). Los ingresos fiscales procedentes de la exploración y producción de petróleo representaron el 24% de los ingresos totales del Gobierno entre 2015 y 2019, según un análisis de la Universidad de Boston. Sin embargo, a pesar de los altos precios del petróleo, se espera que la producción caiga de los 460.000 barriles diarios actuales a 370.000 en 2028. La nueva Constitución de 2008 aumentó el control gubernamental sobre el petróleo, obstaculizando los esfuerzos por modernizar Petroecuador, la empresa estatal. Se cree que la corrupción es rampante. Fernando Santos, ministro de Energía, afirma que varios ex altos cargos están siendo investigados o han sido acusados de delitos de corrupción. La empresa nunca ha sido auditada externamente.
     
    El Gobierno intenta diversificar sus fuentes de ingresos. Recientemente firmó un acuerdo de libre comercio con China que espera que impulse las exportaciones no petroleras en 3.000-4.000 millones de dólares anuales durante la próxima década, y ha vendido parte de la deuda a cambio de impulsar los esfuerzos ecológicos. Sin embargo, sigue apostando por el petróleo. “Ahora que la tendencia mundial es abandonar los combustibles fósiles, ha llegado el momento de extraer hasta la última gota de beneficio de nuestro petróleo”, declaró el año pasado Guillermo Lasso, el Presidente.
     
    Petroecuador planea ampliar la producción en un parque nacional dentro de la selva amazónica y en sus alrededores. Ramón Correa, jefe de la empresa, calcula que la producción en la zona podría proporcionar al Estado unos ingresos acumulados de casi 14.000 millones de dólares en 2043, o el equivalente al 13% del PIB actual. Esa ganancia inesperada parece cada vez más lejana. El 20 de agosto, los ecuatorianos elegirán un nuevo presidente y un nuevo poder legislativo, y votarán en referéndum sobre el cese de toda la producción en partes del parque nacional. Actualmente, la mayoría de los votantes están a favor de bloquearlo en lugar de ampliarlo.
     
    A algunos países, como Argentina, les ha ido mejor. La inflación de tres dígitos y los agobiantes controles de capital no le han impedido aumentar su producción de petróleo y gas. Las sanciones impuestas al petróleo ruso han provocado un aumento de la producción en Vaca Muerta, un gigantesco yacimiento situado en el extremo occidental de Argentina. Es el segundo yacimiento de gas de esquisto y el cuarto de petróleo de esquisto del mundo, pero durante décadas ha tenido dificultades para atraer inversiones. Rystad Energy prevé que la producción de petróleo de esquisto en Argentina se duplique con creces a finales de la década, hasta superar el millón de barriles diarios.
     
    Un continente de activos abandonados
     
    En algunas partes de la región, la disminución de los ingresos del petróleo podría tener graves consecuencias. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) calcula que si el mundo limita el calentamiento global a 1,5 °C (lo que sigue siendo muy improbable) los ingresos fiscales en América Latina podrían reducirse acumulativamente entre 1,3 y 2,6 billones de dólares de aquí a 2035. En cambio, si se explotaran intensamente las reservas, el BID estima que esos ingresos se situarían entre 2,7 y 6,8 billones de dólares. Los exportadores de gas se verán igualmente afectados. Bolivia y Trinidad y Tobago dependen en un 17% de los ingresos fiscales procedentes de la producción de gas natural. Sin embargo, las exportaciones bolivianas de gas finalizarán en 2030. En Trinidad y Tobago, la producción ha disminuido un 40% desde 2010.
     
    Las crisis del pasado apuntan a un futuro difícil. Entre 2014 y 2016, cuando cayeron los precios de las materias primas, las cuentas fiscales se deterioraron. En Brasil, que sufrió una crisis económica más amplia, la deuda pública pasó del 57% del pib en 2013 al 84% en 2017. Para algunos países, los hidrocarburos son la principal fuente de divisas. En Colombia, las industrias extractivas representan el 50% de las exportaciones. Entre 2014 y 2020, el sector absorbió el 28% de toda la inversión extranjera directa. Algunos Estados tendrán dificultades para encontrar fuentes de ingresos alternativas. Los ingresos fiscales representan solo una quinta parte del pib en Ecuador, frente a una media del 34% en toda la ocde, un club de países mayoritariamente ricos.
     
    Algunos países están intentando hacer las cosas de otra manera. Gustavo Petro, el presidente de izquierdas de Colombia, fue elegido el año pasado con la promesa de prohibir nuevas licencias de prospección petrolífera. En su lugar, quiere impulsar sectores como el turismo, la agricultura y la industria manufacturera. En las últimas semanas, el organismo regulador del medio ambiente de Colombia ha concedido cinco licencias para proyectos de energía renovable en La Guajira, una provincia pobre del norte rica en viento y sol. El Sr. Petro afirma que la energía generada allí puede suministrar toda la electricidad de Colombia en los próximos años. Ecopetrol, la empresa petrolera estatal, se está diversificando rápidamente. Casi una cuarta parte de sus inversiones de este año se destinarán a la producción de hidrógeno, las energías renovables y la transmisión de electricidad. Junto con Petrobras, Ecopetrol ha sido una de las petroleras estatales más reflexivas a la hora de planificar la transición energética, afirma Monaldi.
     
    Pero será difícil para Colombia compensar la disminución de las exportaciones de petróleo. “Todo el mundo está de acuerdo en la necesidad de desarrollar nuevos sectores de exportación”, afirma Mauricio Cárdenas, ex ministro de Minas y Hacienda. Sin embargo, advierte, “hay más retórica que realidad”. Según una estimación, Colombia tendría que atraer tantos turistas como Argentina y Brasil juntos para que el sector generara los mismos ingresos que los hidrocarburos. Según Cárdenas, el plan carece de un análisis detallado de los sectores que podrían sustituir a los hidrocarburos como fuentes de divisas, exportaciones e inversión. El ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, lo admitió en junio, cuando declaró a los periodistas que Colombia extraería combustibles fósiles “todavía durante mucho tiempo”.
     
    Entrar tarde en el mercado del petróleo puede ayudar a Guyana a evitar demasiados errores. “Si hubiéramos encontrado petróleo en los años 70, cuando el país estaba a punto de caer en la dictadura, puedes estar seguro de que el dinero se habría despilfarrado por completo”, afirma Robin Muneshwer, arrendatario de una base costera utilizada por ExxonMobil. Bharrat Jagdeo, vicepresidente de Guyana, afirma que el gobierno es “muy consciente” de los errores cometidos por otros países productores de petróleo. “No vamos a ir por la vía populista”, afirma. Desde que recuperó el poder en 2020, su partido ha endurecido la ley que regula su fondo soberano para facilitar a los ciudadanos el seguimiento de cuánto debería haber en él y limitar la cantidad que el Ministerio de Finanzas puede retirar cada año.
     
    Jagdeo niega que la industria petrolera esté reñida con el apoyo de su país a una rápida descarbonización mundial. Argumenta que los ingresos del petróleo y el gas son necesarios para ayudar al país a defenderse de los efectos del cambio climático, como la subida del nivel del mar. Sin duda, el petróleo transformará este pequeño país. La cuestión, según Muneshwer, es: “¿Seremos como Singapur, Dubai, Trinidad, Nigeria o Venezuela? ¿O algo intermedio?”.
     
    Por The Economist.
  • Brasil, comprador de energía, en desaceleración económica

    Brasil, una de las siete economías importantes del planeta, ingresó en un período de crisis política debido a la corrupción registrada en la estatal petrolera Petrobras, que provocó una inestabilidad económica. Bolivia abastece de gas al gigante de Sudamérica, y está en puertas una nueva negociación de venta del energético así como de energía, pero el bajo crecimiento y en algunos casos decrecimiento provocan incertidumbre sobre el futuro de la región.
     
     
    De acuerdo a la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal), el crecimiento del Producto Interno Bruto de América Latina está en 0,2 por ciento; Brasil registra en la presente gestión -3,6 por ciento, y el próximo año la situación será casi similar.
     
    Desde hace dos meses atrás, Bolivia y Brasil intercambian información sobre las futuras negociaciones sobre la compra de gas y electricidad, hace poco el embajador de Brasil en Bolivia, Raymundo Santos Rocha, consideró que "Brasil es un país grande que necesita de mucha energía y Bolivia tiene las condiciones para abastecer el mercado" de este país.
     
    La afirmación fue emitida el miércoles pasado en la ciudad de La Paz después de una reunión sostenida entre el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez y la autoridad de Brasil.
     
    Santo manifestó que dialogaron respecto al trabajo que deben desarrollar los Comités Técnico Bilaterales, en función a electricidad e hidrocarburos, donde se llevarán adelante proyectos en beneficio mutuo respecto a integración energética a través de proyectos hidroeléctricos.
     
    En el área de gas, dijo, que se avanzó respecto al suministro de gas boliviano a Brasil para los próximos años.
     
    CRISIS
     
    De acuerdo informes internacionales, hace cuatro años, Brasil se convertía en la sexta economía mundial y lideraba Sudamérica hacia tiempos dorados con su combinación de desarrollo y ayudas públicas para paliar la desigualdad.
     
    Sin embargo, el gobierno de Dilma Rousseff enfrenta una oposición agria en el Congreso que frena sus medidas fiscales para paliar la crisis y una corrupción endémica en las más altas esferas políticas y empresariales; mantienen al país ingobernable e incapaz de hallar cualquier atisbo de recuperación.
     
    La inflación sigue siendo el temido monstruo de las economías latinoamericanas y cuando se disparó un poco fue uno de los detonantes (junto a la corrupción y la deficiencia de los servicios públicos) de las históricas protestas sociales de Brasil en junio de 2013. Hoy, el Banco Central brasileño estima en 10,8 por ciento de la inflación en 2015.
     
    Aunque el panorama latinoamericano es el peor de los últimos años, sólo Brasil, Venezuela y Argentina decrecerán este año.
     
     
    Fuente; diario.net
  • Cálidda empresa del Grupo de energía de Bogotá cumple 12 años de llevar Gas Natural en Perú

     
     Para el 2021, Cálidda espera contar con 1.038.042 conexiones y beneficiar a más de 5 millones de personas en Lima y el Callao.
     
     El uso de gas natural ha permitido disminuir entre el 90% y el 97% la generación de monóxido de carbono respecto a otros combustibles.
     
    Cálidda ha realizado una inversión de US$497 millones en Perú en los últimos años.Cálidda ha realizado una inversión de US$497 millones en Perú en los últimos años.Cálidda, empresa del Grupo Energía de Bogotá, celebró su doceavo aniversario beneficiando a más de 2 millones de personas en el departamento de Lima y la provincia de Callao en Perú por medio de la distribución de gas natural.
     
    La celebración de este aniversario tuvo lugar en la residencia de la Embajada de Colombia en Perú, en la que la embajadora María Elvira Pombo Holguín, destacó los importantes vínculos que existen entre Colombia y Perú; y el papel que ha despeñado el Grupo Energía de Bogotá como empresa líder en Latinoamérica.
     
    Por su parte, el Gerente General de Cálidda, Jorge Olazabal, comentó que el uso del gas natural, es más económico que los otros combustibles, y que en Perú ha permitido ahorrar US$22 mil millones en el período 2007-2015; es decir que ha contribuido a que 1.58% del Producto Interno bruto (PIB) en cada uno de esos años se haya podido invertir en otros rubros gracias al ahorro que genera el uso del gas natural.
     
    Actualmente, Cálidda ofrece en 19 distritos de Lima un combustible, seguro, económico, práctico y de baja emisión, tanto para usuarios domésticos como comerciales e industriales. Los distritos con este servicio son: San Juan de Lurigancho, El Agustino, San Juan de Miraflores, Villa María del Triunfo, Los Olivos, San Martin de Porres, Comas, Puente Piedra, Villa el Salvador, Santa Anita, Cercado de Lima, San Miguel, Surco, Jesús María, Magdalena, Pueblo Libre, El Callao, Independencia y Ate.
     
    En relación con el Gas Natural Vehicular más de 219.600 carros privados de Lima han sido convertidos y se abastecen en las 236 estaciones de gas natural vehicular en todo el país. Además, en el transporte público el gas natural permite disminuir entre el 90% y el 97% la generación de monóxido de carbono respecto a otros combustibles. A la fecha, el 50% de la energía eléctrica del país tiene como fuente de generación al gas natural.
     
     
     
    Cálidda para el 2021 espera alcanzar un total de 1.038.042 conexiones en la región y espera beneficiar a 5 millones de personas, casi la mitad de la población que podría tener Lima y Callao para esa fecha.
     
    Acerca del Grupo Energía Bogotá
     
    El Grupo Energía de Bogotá es uno de los grupos líderes de la cadena energética de baja emisión de la región. Como Grupo Empresarial genera valor a sus accionistas y grupos de interés por medio de la gestión sostenible y rentable de sus negocios a lo largo de la cadena energética, tanto en la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad, así como en transporte y distribución de gas natural.
     
    El Grupo contribuye al desarrollo de los países donde opera y lidera proyectos que impactan la productividad, la competitividad y mejoran el bienestar y calidad de vida de los usuarios.
     
    Acerca de Cálidda
     
    Cálidda es una empresa peruana, filial del Grupo Energía de Bogotá, que tiene la concesión para diseñar, construir y operar el sistema de distribución de gas natural en el departamento de Lima y la Provincia Constitucional del Callao en Perú por 33 años. Es la empresa pionera en brindar este servicio público en Perú, contribuyendo así a la mejora en la calidad de vida de la población y a la preservación del medio ambiente.
     
     
  • Calor podría llevar embalses a sólo 25% para finales de febrero: Generadoras

    En lo corrido del año solo ha llovido durante dos días, el nivel agregado de los embalses seguirá cayendo pero los colombianos aún no están ahorrando ni agua ni energía. Alcolgen asegura que la reducción de los embalses no se va a traducir en recortes de energía y apagón pero hizo un nuevo llamado a la conciencia.
     
    El fenómeno de El Niño ya llevó el nivel de los embalses en Colombia a 52% al cierre de enero pero el desafío podría profundizarse y su nivel caería a 25% a finales de febrero o inicios de marzo, según proyecciones del gremio de las generadoras (Acogen).
     
    El gremio aseguró que el estrés climático no se va a traducir en un apagón ni en un racionamiento debido a que las plantas térmicas están encendidas y aportando cerca de la mitad del consumo del país. Si la falta de lluvias se prolonga su participación en la torta de la generación tendrá que incrementarse pero hay con qué responder.  
     
    Si bien del lado de la oferta de energía Acogen dio un parte de tranquilidad, del lado de la demanda advirtió sobre la falta de conciencia de los colombianos ante la ola de calor
     
     “El Fenómeno de El Niño no es un problema del sector eléctrico colombiano, es un problema del país. La demanda no ha disminuido en los porcentajes que debería dado un fenómeno de El Niño que va a ser el más extenso, prolongado y fuerte de los últimos años, comparable solamente al del año 1.997”, dijo a Dinero Ángela Montoya, presidente de Acogen.
     
    Este año el país sólo ha tenido dos días de lluvia y El Niño podría empezar a debilitarse sólo en abril.    
     
    ¿Cómo ahorrar?
     
    Algunas recomendaciones muy simples: bañarse en menos tiempo, desconectar de la pared los aparatos electrónicos y usar electrodomésticos de alto consumo fuera de las horas pico.
     
    Un colombiano tarda en promedio cinco minutos en la ducha, si ahorra tiempo en esa tarea o cierra la llave mientras se enjabona contribuirá al ahorro de agua. Por otro lado todos los elementos conectados a la pared están consumiendo energía así no se estén utilizando, por ejemplo, los cargadores de los teléfonos y los televisores podrían desconectarse si no los estamos usando. Finalmente el pico de consumo de electricidad es a las 7:00 pm y utilizar elementos como planchas, secadoras de pelo y otras máquinas de gran tamaño le pone estrés adicional al sistema ¿por qué no usarlos en otros momentos del día?
     
    Fuente: Dinero.com
  • Cambió el cronograma de subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme

    La nueva fecha para la asignación será el 14 de noviembre de este año para el periodo comprendido entre diciembre de 2027 y noviembre de 2028.
    XM reportó que se hicieron ajustes en las fechas de los plazos para las actividades pendientes en el proceso de subasta de asignación de Obligaciones de Energía en Firme (OEF) del cargo por confiabilidad. La Creg estableció que que la subasta de asignación será realizada el 14 de noviembre.
     
    Con este panorama, XM actualizó el calendario en su rol de administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (Asic), pues lidera la subasta de asignación de obligaciones de energía para el periodo comprendido entre el 1 de diciembre de 2027 hasta el 30 de noviembre de 2028 (Ver adjunto).
     
    "Como administradores de la subasta, vemos muy conveniente de la decisión de la Creg al ampliar el cronograma de la cuarta subasta de Asignación de Obligaciones de Energía Firme, con el fin de viabilizar una mayor participación de oferentes para el desarrollo de proyectos que pueden suministrar la energía que Colombia requiere desde el 1 de diciembre de 2027 hasta el 30 de noviembre de 2028", resaltó Celia Maya Ochoa, gerente del mercado de Energía Mayorista de XM.
     
    Además, la ejecutiva indicó que "XM seguirá comprometida con la gestión de procesos transparentes e independientes que garanticen la confiabilidad del servicio de energía, para seguir llevando la mejor energía a los colombianos".
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública
  • Cambios de liderazgo en GE Colombia

     El día de ayer se dio a conocer el retiro de Fabiola Sojet, Presidente de General Electric en Colombia, tras 10 años en la compañía y 8 años frente a la operación de la compañía en el país. Luis Felipe Carrillo, Presidente y CEO de GE Región Andina y El Caribe, estará encargado de la operación de GE Colombia, mientras se anuncia el nombramiento del sucesor que ocupará el cargo.
     
    Uno de los logros más importantes de Sojet dentro de su carrera en GE es haber consolidado una importante agenda de relacionamiento con su entorno y contribuido de forma sustancial a posicionar su portafolio de negocios en varios sectores estratégicos en el país. De esta manera, logró consolidar importantes hitos para la compañía, como su crecimiento en el país de más de 300% en los últimos 7 años y la integración con los negocios adquiridos por GE para consolidar su portafolio para los sectores de Salud, Petróleo y Gas.
     
    “Estoy convencida que tanto las empresas como sus líderes vivimos ciclos, razón por la cual considero que debo dar espacio para la llegada de un nuevo liderazgo. GE tiene mucho futuro y oportunidades que requieren de ese cambio hoy más que nunca. Dejo este cargo muy satisfecha y agradecida con las personas que contribuyeron a los resultados que alcanzamos juntos como el gran equipo que somos en GE Colombia" señaló Fabiola Sojet, al comunicar su decisión.
     
    A partir del 1 de julio de 2015, Sojet dedicará a nuevos proyectos de emprendimiento y participará en diversas juntas directivas en el país.
     
    paisminero.co
  • Carbón y petróleo, una oportunidad económica para Colombia en tiempos de crisis mundial

    El alza en los precios de las fuentes tradicionales de energía puede ser aprovechada por Colombia, pero también debe pensar no solo en garantizar su demanda energética, sino renovarla frente al cambio climático.

    Una crisis energética se viene presentando en los países desarrollados debido a la pandemia y a alzas en los precios de gas, lo cual ha obligado a realizar una para en la transición energética y mientras en algunas latitudes la situación representa una gran preocupación y han tenido que recurrir a combustibles como el carbón.

    En algunos países existe alarma porque se avecina el invierno y puede presentarse desabastecimiento, también las grandes fábricas no cuentan cómo mover toda su maquinaria productiva, y antes de que cunda el pánico se buscan opciones.

    China, el gran gigante asiático, ha parado muchas plantas y su proceso de descarbonización lo muestra con poco inventario, la situación se repite en India y esto ha motivado un alza en los precios del carbón utilizado para la generación de energía eléctrica.

    El precio del carbón se ha triplicado en solo 5 meses y el alza del petróleo superó los 83 dólares, pero mientras unos sufren, otros, como Colombia, pueden aprovechar la situación para beneficiarse con el “estrés energético” que se presenta en el mundo.

    Quienes extraen las materias primas aprovechan al máximo el auge de los precios de los energéticos y de la electricidad, aunque se estima que a partir del próximo año los precios vuelvan a bajar.

    La comercialización del petróleo en el mercado internacional llegó a 7.888 millones de dólares entre enero y agosto y las estimaciones del gremio petrolero, por el aumento de entre 20.000 y 50.000 barriles diarios en la producción de petróleo y el mayor precio, tendría para el Gobierno nacional entre uno y dos billones más de renta petrolera que no estaban previstos.

    Colombia puede “sacarle el jugo” a la situación vendiendo bien en el mercado internacional tanto petróleo como crudo, y de acuerdo con las estimaciones del Ministerio de Minas y Energía, esto no traería desabastecimiento en el país.

    En el país también creció la demanda energética y se espera que no se sufra de ese estés que se padece en otras latitudes, pero también se advierte que Colombia debe entender que debe haber complementariedad entre las fuentes convencionales de energía y las renovables.

    Colombia debe estar atenta y robustecer su matriz energética diversificada teniendo en cuenta el cambio climático, pero con lo que vive el mundo, se debe aprovechar la situación y lograr una buena renta con la venta de carbón y petróleo sin descuidar la demanda interna, la cual ha aumentado y debe garantizarse para poder lograr un buen camino para la reactivación mientras se vive la pandemia y mientras se planea los tiempos posteriores a ella.

    Fuente: Colombia.com

  • Carboneros le responden a Petro sobre reemplazo de termoeléctricas. “Tenemos que ser realistas y no meter a Colombia en un apagón”

    Presidente Gustavo Petro atacó las termoeléctricas y dijo que el país ya las debería estar reemplazando. | Foto: PresidenciaPresidente Gustavo Petro atacó las termoeléctricas y dijo que el país ya las debería estar reemplazando. | Foto: PresidenciaFenalcarbón señala que las térmicas a carbón representan el 16% del consumo de los colombianos, y eso significa darle luz a una ciudad como Barranquilla.

    El 13 de febrero se dio la apertura del parque solar de La Loma, situado en el departamento del Cesar. El proyecto abarca al menos 400 mil paneles solares conectados en un extenso terreno de 338,59 hectáreas. Durante la ceremonia de su entrada en operación, el presidente Gustavo Petro celebró el desarrollo de este proyecto, pero también aprovechó para criticar y mandar un fuerte mensaje contra las termoeléctricas.


    “Nosotros ya deberíamos estar reemplazando todas las termoeléctricas que hay en Colombia. No, cómo producimos más energía limpia al lado de las termoeléctricas, eso no es transición energética. La transición energética es reemplazar toda energía fósil por energía limpia. Pero es el camino que tiene que tomar Colombia de manera inmediata”, dijo el presidente Petro.

    Al mencionar el objetivo de transformar a Colombia en una nación impulsada por energías sostenibles, señaló: “El permiso, que se llamaba licencia ambiental, es un tema que tengo que criticar, porque lo he defendido para que en Colombia se cuide el equilibrio con la naturaleza. Pero no puedo entender cómo se le da permiso a la termoeléctrica sobre la base de carbón y no se le da permiso a los proyectos de energía eólica, que es energía limpia”, indicó.

    Señaló el jefe de Estado que “en cuentas vitales -que no se miden en dólares, sino en vidas humanas- significa que se ha cometido un enorme error, porque nosotros ya deberíamos estar reemplazando todas las termoeléctricas que hay en Colombia”.

    Para el mandatario, el país no está viendo cómo producir más energía limpia, sino cómo se produce al lado de las térmicas. E insistió: “Eso no es transición energética, la transición es reemplazar toda energía fósil por una limpia. Tiene sus bemoles técnicos, pero es el camino que tiene que tomar Colombia de manera inmediata y rápida”.

    Tras las declaraciones del jefe de Estado, la Federación Nacional de Productores de Carbón (Fenalcarbón) se pronunció y advirtió que, si bien es necesaria la incorporación de las energías renovables no convencionales, también es fundamental el respaldo que se necesita al sistema.

    Según Carlos Cante, presidente de Fenalcarbón, en pleno fenómeno de El Niño, el suministro de energía por generación térmica a carbón representa el 16% del consumo diario de los colombianos. Esa energía está aproximadamente representada en 230 gigavatios hora y para ello se utilizan entre 15 mil y 18 mil toneladas de carbón al día.

    De hecho, el país está en los máximos de consumo de carbón, que se ubican entre 450 y 480 mil toneladas de carbón al mes, y significará, un consumo de carbón en el año de entre 5,5 y 6 millones de toneladas.

    “Esto garantiza la confiabilidad en el suministro. Esta generación térmica a carbón, hoy en pleno fenómeno de El Niño, representa el consumo de una ciudad como Barranquilla. ¿Qué hubiese sido si no tuviéramos el respaldo de la generación térmica a carbón? Hubiéramos tenido unos carnavales apagados, seguramente”, dijo Cante.

    Y agregó: “Sería un error desmantelar la generación térmica a carbón en el corto plazo sin tener todavía las medidas de respaldo suficientes desde el punto de vista tecnológico y de la oferta”.

    Dijo que hay muchos países que quisieran tener las reservas de carbón que tiene Colombia, “con las calidades que nosotros tenemos, y están desarrollando, proyectos energéticos con base en carbón sin tenerlo y deben importarlo. Luego, Colombia no puede cometer ese error”.

    Para él, la discusión no está en sí tener más energía renovable. “Sí, hay que tenerla porque la demanda crece. La discusión es dónde va a estar el respaldo”, afirmó.

    Advirtió que el país no puede renunciar a garantizar esa confiabilidad en el suministro, “por lo menos mientras que no tengamos una fuente de reemplazo. Porque por demás las eólicas y las solares van a estar mientras que haya sol, mientras que haya viento”, agregó Cante. Y señaló: “tenemos que ser realistas y no meter a Colombia en un apagón futuro con decisiones que se den hoy en el presente”.
    Según Cante, "el Catatumbo hoy es una zona de despeje no declarada oficialmente. Quien controla la entrada y salida de los carbones en el Catatumbo es el ELN". | Foto: afpSegún Cante, "el Catatumbo hoy es una zona de despeje no declarada oficialmente. Quien controla la entrada y salida de los carbones en el Catatumbo es el ELN". | Foto: afp
    De otro lado, Cante afirmó que, desde el gremio, están viendo una reducción en los planes de inversión de las compañías del sector.

    “Las condiciones de mercado, pero fundamentalmente la incertidumbre política nacional, frente a acciones y medidas que amenazan con el bloqueo de operaciones y logística asociada a la producción y comercialización de carbones, empiezan a verse reflejadas en una caída en las inversiones del sector en todas las escalas de producción”, dijo sin mencionar empresas ni valores.

    Además, advirtió que esos mensajes contra el sector también han generado alarmas en los bancos y en la financiación de proyectos del sector, muchos de ellos que se encuentran hoy paralizados. “Proyectos que teníamos andando, los bancos dijeron, esperemos un poco”, describió.

    También, Cante manifestó preocupación por el tema de seguridad. “Hay regiones, como el Catatumbo, que produce un importante volumen de carbones, tanto térmicos como metalúrgicos, tanto para la generación de energía como para la producción de coque bajo en fósforo, que hoy está totalmente sitiada. El Catatumbo hoy es una zona de despeje no declarada oficialmente. Quien controla la entrada y salida de los carbones en el Catatumbo es el ELN. Y el nivel de extorsión del ELN hacia los pequeños productores mineros que hacen parte de nuestra cadena de suministro es de tal nivel que han pretendido inclusive promover paros armados para que los comercializadores y los compradores suban el precio, pretendiendo que desde el Catatumbo se mueven los precios internacionales. Inclusive con mensajes por parte del ELN en el sentido de que si no pueden pagar la extorsión ‘hágase a un lado y entréguenos las minas’”, explicó el dirigente gremial.

    En la presentación de indicadores del sector, Cante señaló que Colombia se sitúa en el top de exportadores de carbón térmico, después de Indonesia, Australia, Sudáfrica y Rusia. Con cerca de 54,5 millones de toneladas (MT) exportadas, la demanda de carbón térmico aumentó en la mayoría de los países destino, incluyendo India, Japón, Corea del Sur, Turquía y Marruecos.

    “Esto, en el contexto de un mercado donde la demanda mundial estuvo alrededor de los 8.500 millones de toneladas, con exportaciones globales que por primera vez superaron los mil millones de toneladas, un crecimiento del 6,6% respecto a 2022″, concluyó.


    Fuente: Semana.com

  • Carbones colombianos en la transición energética, así será la cumbre que reúne a todo el sector

     

     

     

     

     

     

    • El 19 y 20 de octubre en Barranquilla se realizará la Cumbre Colombiana del Carbón 2023 que reúne a expertos, empresarios del sector, y su cadena de valor.

    • Los temas más destacados serán: el papel de los carbones en la transición energética y fiscal; mercados y tendencias; futuro y proyecciones que tiene la demanda de los carbones; tecnologías para la reducción de emisiones, sostenibilidad y comunidades.

    • En este escenario se propone abordar con argumentos la vida útil de los carbones en el escenario nacional y mundial, así como las metas y acciones que se pretenden para dicho propósito.

    Bogotá, 4 de octubre de 2023.- Líderes, expertos y empresarios del sector se reúnen en la Cumbre Colombiana del Carbón 2023, un escenario en el que se discutirán diversas perspectivas de la cadena de valor de los carbones colombianos y su importancia en la transición energética. El espacio, impulsado por la Federación Nacional de Productores de Carbón - Fenalcarbón, busca proponer la hoja de ruta, vista desde el empresariado, para avanzar en la transición gradual de esta materia prima fundamental en diversos procesos productivos.

    "La relevancia de la Cumbre radica en la oportunidad de presentar las perspectivas de expertos de la cadena de valor del carbón, tanto en Colombia como a nivel global. En este evento, dialogaremos sobre las metas y acciones relacionadas con la transición energética, así como el desafío de avanzar en tecnologías que ayuden a reducir las emisiones derivadas de la combustión", explica Carlos Cante, presidente ejecutivo de Fenalcarbón.

    La Cumbre se proyecta como un escenario para dar un debate informado y reflexionar sobre la importancia y futuro de los carbones colombianos, tanto térmicos como metalúrgicos. Los primeros, utilizados no solo en la generación de energía eléctrica, sino en otras industrias como la cementera, ladrillera, producción de papel, de textiles, entre otros. Mientras que los segundos, metalúrgicos, son el componente esencial para el coque, un producto industrial que, a su vez, es la materia prima para la producción de acero y ferroaleaciones.

    “Los carbones de Colombia además de brindar la seguridad y confiabilidad energética del país, constituyen una contribución al desarrollo económico y social de las comunidades. El sector aporta cerca de 3 billones de pesos anuales en regalías que ayudan a financiar iniciativas de infraestructura, transporte, vivienda, educación, agricultura y desarrollo rural, entre otras”, comentó Carlos Cante, presidente ejecutivo de Fenalcarbón.

    En este contexto, resulta significativo subrayar que Colombia ocupa la undécima posición a nivel mundial y es el líder en América Latina en términos de las reservas de carbón, con un potencial estimado que alcanza las 16,568 millones de toneladas. Además, el coque es el principal producto industrial que el país exporta, ocupando el tercer lugar a nivel global en términos de volumen anual, que alcanza aproximadamente 4.5 millones de toneladas.

    La cumbre reúne a actores de toda la cadena, que incluye, además de la extracción, acopiadores, transportadores, comerciantes, agencias portuarias e industrias consumidoras. De manera que este encuentro se convierte en una oportunidad para establecer una agenda conjunta entre el sector público y privado para abordar los desafíos de la industria del carbón.

    Algunas cifras relevantes

      • El sector contribuye con un promedio de 3 billones de pesos anuales en regalías.

      • La industria del carbón y su cadena productiva generan 130.000 empleos.

      • En Colombia, existen más de 80 municipios con actividad minera del carbón.

      • Colombia exporta sus carbones y coques a más de 30 países.

      • Se prevé una producción de cerca de 25 millones de toneladas de carbón durante el primer semestre de 2023, con la estimación de llegar a 55 millones de toneladas finalizando el año.

      • La demanda local de carbón térmico alcanzaría aproximadamente los ocho millones de toneladas.

    Agenda de la Cumbre

    La agenda académica de la Cumbre se compone de destacadas conferencias magistrales, entre las cuales se destaca la ponencia del Dr. Michael Karmis, asesor del gobierno americano en los retos de la industria minera frente al cambio climático, quién hablará de los desafíos del cambio climático para los países mineros.

    Además, el encuentro contará con la presencia del reconocido economista y profesor alemán Jürgen Kretschmann, miembro de la Federación Mundial de Organizaciones de Ingenieros y vicepresidente de la Asociación Alemana de Ingeniería y Ciencia, quien hablará sobre las lecciones y efectos socioambientales de la transición energética en Alemania.

    “Presentaremos y analizaremos el caso de transición energética de la Región del Ruhr en Alemania. Este ejemplo ilustra cómo, de manera gradual a lo largo de décadas, ha venido llevando a cabo dicha transición de la actividad minera y se consolidaron nuevas economías en esta zona. A través de este caso podremos comprender que este cambio no es un proceso que ocurra de la noche a la mañana, requiere la participación activa de la sociedad a nivel local y enfrenta numerosos desafíos,” agregó Carlos Cante.

    Asimismo, la agenda contará con la participación de conferencistas expertos internacionales de McCloskey, que abordarán las tendencias y perspectivas del mercado para los carbones térmicos y metalúrgicos, y la industria del coque. diversos aspectos cruciales relacionados con la industria del carbón. También se hablará de tecnologías e innovación para hacer más eficiente y sostenible la industria; encadenamientos productivos; y por supuesto la importancia de los carbones colombianos en la política de reindustrialización.

    También, se explorará la visión empresarial sobre este cambio de paradigma con la participación de representantes de diversos gremios, como la Cámara Colombiana del Cemento y el Concreto, SER Colombia y ANDEG.  


    Para conocer la agenda completa visite: https://www.cumbrecolombianadelcarbon.fenalcarbon.org.co/

    Sobre Fenalcarbón

    Organización gremial nacional que congrega y representa a las empresas productoras y comercializadoras de carbón, coque y sus industrias conexas en Colombia. Trabaja por el desarrollo competitivo y sostenible de la industria del carbón y el coque, defendiendo y apoyando los intereses de sus afiliados. Tiene como propósito impulsar la transformación sostenible de la cadena de valor de los carbones colombianos, conectando industrias, Estado y comunidades.

     

    Paisminero.co / CP - Fenalcarbón