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  • 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
  • En marzo, la energía alcanzó el mayor precio en un año

    De acuerdo con datos de la Superintendencia de Servicios Públicos, la electricidad tuvo ese mes un costo por kilovatio de $817 en promedio en el país. 
    A pesar de los esfuerzos para controlar y bajar los precios de la electricidad, lo cierto es que el servicio sigue aumentando e, incluso, ha llegado a su nivel más alto en el último año. Para marzo de 2023, siguió aumentando y para las siete principales compañías de comercialización el kilovatio llegó a $851,5, mientras que para todas las 23 que hay en todo el país, el promedio se ubicó en $817,8, que también es el mayor precio visto en los últimos meses.
     
    De acuerdo con los datos de la Superintendencia de Servicios Públicos, para el tercer mes del año, el servicio ya acumula un incremento de $31 que significa un incremento de 3,94% en lo corrido del año.
     
    La entidad registra que los componentes de generación, transmisión, pérdidas, distribución y comercialización tuvieron alzas significativas frente al mes anterior. El componente de la generación fue el que aumentó en su variación mensual, con 11,36%.
     
    José Camilo Manzur, director de Asocodis, explicó que el principal factor detrás de esta alza fue el precio de la energía en bolsa.
     
    El líder gremial apuntó que para este mes, la cotización del kilovatio estuvo por encima de $500, afectando a aquellas compañías que están más expuestas. Es decir, aquellas comercializadoras que tienen un menor porcentaje de su energía total comprada en contratos a largo plazo fueron las que evidenciaron un mayor impacto.
     
    Ahora bien, Manzur matizó que al revisar cómo se ha comportado desde septiembre, cuando se firmó el Pacto por la Justicia Tarifaria, promovido por el Ministerio de Minas y Energía, el incremento se ha controlado.
     
    Esto, dado que desde este mes, el indicador del IPC ha avanzado 7,5 puntos porcentuales, mientras que el precio del kilovatio ha aumentado 4 puntos desde entonces.
     
    “Esto quiere decir que el incremento se sigue dando, pero es más moderado”, afirmó.
     
    Alejandro Castañeda, director de Andeg, apuntó que este incremento no se ve reflejado en el comportamiento de los contratos de largo plazo, cuyo valor se ha mantenido estable. Incluso, señaló que en el caso de aquellos generadores que siguen usando el IPP para indexar sus contratos, este ha estado en terreno negativo, con lo cual ha habido contracciones.
     
    Los datos de Asocodis muestran que para marzo la generación pesó 39% de la tarifa, mientras que la distribución fue 31%, la comercialización 11%, las pérdidas reconocidas 11%, la transmisión 6% y las restricciones 2%. Ahora bien, lo cierto es que las restricciones fueron el único componente que tuvo una variación negativa en la comparativa mensual. Los datos de la Superintendencia muestran que hubo una caída de 10,68%.
     
    Perspectiva a futuro
     
    Si bien la expectativa era que se controlaran las alzas, lo cierto es que ha habido una serie de factores que no han permitido esto. De acuerdo con Manzur, las alertas de un Fenómeno de El Niño ponen una presión sobre el sistema, que implicaría una mayor generación térmica, lo que podría significar incrementos en la tarifa. A su juicio, en el corto plazo se podría ver una moderación en las tarifas, dado que el precio en bolsa ha regresado a niveles más bajos que los vistos en febrero.
     
    A esto se suma que algunas plantas de generación que estaban programadas para años anteriores no hayan entrado, lo que pone al sistema en un estado de “estrechez” entre la oferta y la demanda.
     
    Fuentes del sector explicaron a Portafolio que esto está generando dificultades a los comercializadores para conseguir contratos de largo plazo. El efecto podría ser una mayor exposición a la bolsa.
     
    Este año se espera que ingresen al sistema cerca de 137 proyectos, según datos de XM, que podrían aumentar la capacidad instalada neta del sistema, con lo que los riesgos en caso de un Fenómeno del Niño puedan manejarse. Sin embargo, algunos de ellos dependen de la construcción de la línea Colectora, cuya entrada se estima para 2024.
     
    Alexandra Hernández, directora de SER Colombia, explica que el cálculo de sus agremiados es que entre 2023 y 2024 sean 70 las plantas de tecnologías renovables no convencionales que empiecen a entregar energía.
     
    Los 3,9 gigavatios que entrarían durante 2023
     
    De acuerdo con los datos de XM, operador del sistema, para este año se espera que entren 3.983 megavatios (3,9 gigavatios).
     
    Esto se dará en cerca de 137 proyectos, de energías como la solar, eólica y hidroeléctricas.
     
    Ahora bien, algunos de estos podrían verse afectados en su proceso, por lo que tardarían más ingresar.
     
    De acuerdo con cálculos de SER Colombia, este año podrían ingresar 2.000 megavatios de energías renovables no convencionales.
     
    Alexandra Hernández, directora del gremio, explicó que entre 2023 y 2024 podrían ser 70 las plantas de estas tecnologías. La capacidad neta de estos al ingresar al Interconectado Nacional (SIN) es cerca de 16% de toda la actual.
     
    La directora de SER Colombia señaló que la inversión que podrían requerir estos proyectos es de cerca de US$2.500 millones, que van a “depender mucho de cómo se desarrollan los proyectos en el tiempo y que se logre avanzar”.
     
    Por Daniela Morales Soler para Portafolio.
     
  • Gas natural suministra la sexta parte de la energía final del país y es clave en transición

    El sector comparte que es un energético de respaldo para la energía eólica y solar, además de ser un insumo económico con cobertura en 10 millones de hogares en Colombia.
    Un informe de TGI y el Centro Regional de Estudios de Energía (Cree) sobre el papel del gas natural en la transición energética reveló que este insumo suministra la sexta parte de la energía final de Colombia.
     
    En el marco de la versión 25 del Congreso de la Asociación Colombiana del Gas Natural (Naturgas), la presidenta del gremio, Luz Estella Murgas, explicó en entrevista con LR que “el gas natural cuenta con atributos ambientales y sociales que lo hacen clave para acelerar el proceso de transición energética, pero también para reducir pobreza y cerrar brechas de desigualdad”.
     
    El reporte de TGI reveló que el sector industrial es el mayor usuario de gas, seguido de los sectores de edificaciones, ya sean residenciales o comerciales y, en tercer lugar, está el transporte.
     
    Actualmente, el gas natural llega a 10 millones de viviendas y, según el sector, es la clave para la hoja de ruta de la transición a las energías limpias sin poner en peligro la seguridad energética.
     
    Murgas resaltó que el gas natural “reduce en 95% las emisiones de gas particulado firme de 2,5 microgramos, adicionalmente reduce en 75% la emisión de dióxido de azufre y de nitrógeno”.
     
    El papel del gas, entonces, es el de ser un energético de respaldo para las energías limpias como la eólica y solar, según indicó la experta. “Las condiciones ambientales lo hacen clave para darle respaldo a las intermitencias de la eólica y solar a las cuales queremos emigrar”.
     
    Con ese factor coincide el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda. “Las fuentes renovables, como la eólica y la solar, que son intermitentes, no son suficiente, porque no siempre hay viento y pasa lo mismo con el sol. Entonces, el gas natural es el energético de respaldo, por ejemplo, del sistema energético mundial”, dijo el ejecutivo a LR.
     
    Lloreda puntualizó que se trata de un energético llamado a acompañar al país por muchas décadas, “no como un energético de paso, está llamado a competir con fuentes renovables, porque es un energético muy limpio”.
     
    En ese punto entra la relevancia de las reservas de gas con las que cuenta Colombia. A partir de información de la Upme, citada en el informe de la Cree y TGI, las relación reservas y producción ha caído en 20% desde 2015 y está alrededor de ocho años al contar las reservas probadas (1p), 9,7 años con las reservas probables (2p) y 11,4 años si se cuenta con las reservas posibles (3p).
     
    El informe de reservas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que fue publicado el martes, indicó que las reservas probadas de gas se situaron en 2,82 terapies cúbicos (Tpc), con una diferencia de -0,35 con respecto a 2021. En pocas palabras, las reservas probadas de gas cayeron 11% contra 2021, una mala noticia para “el energético de la transición”. Lloreda dijo que esta caída significa la llegada al punto más bajo en los últimos 17 años.
     
    Murgas también explicó que el gas es, además, el servicio público más económico en la canasta para respaldar la firmeza de la energía. “La demanda de gas aumenta como aumenta la población”.
     
    El informe de TGI registra que, el aumento de las necesidades energéticas para la producción de los materiales que se requieren para la infraestructura y el desarrollo de nuestras vidas, han acelerado la demanda del acceso a la energía confiable, eficiente y segura.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
     
  • Minhacienda abre la posibilidad de revisar incentivos para energías limpias en el PND

    El jefe de Cartera, Ricardo Bonilla, dijo que el debate se abre respecto algunos artículos porque el mensaje del Gobierno es promover estos modelos.
    El ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, se refirió a los artículos que quedaron aprobados en el Plan Nacional de Desarrollo en lo que se refiere a los impuestos para renovables y a la posibilidad de firmar nuevos contratos de exploración de hidrocarburos.
     
    "Es un debate que se abre con respecto a algunos artículos que quedaron aprobados en el PND, lo tenemos que evaluar y mirar qué pasó, porque el mensaje del Gobierno es promover las energías renovables y ampliar la oferta energética colombiana. En ese sentido, tenemos que promover la energía eléctrica en microcentrales eléctricas, la energía solas, eólica y otras alternativas como el hidrógeno", puntualizó.
     
    Además, el ministro señaló que se le está pidiendo a la Upme que destrabe los proyectos que tiene en proceso de viabilización, "que son muchos y hoy impiden que varias plantas solares y algunas eólicas entren en funcionamiento cuando están ya a punto de producir; hay uno en particular que le falta el 10% y está trancado".
     
    El ministro tampoco cerró la puerta a la firma de nuevos contratos, teniendo en cuenta que ayer, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, dijo que "ojalá haya más contratos y rondas". Ante esto, Bonilla resaltó que "esa opción no está cerrada, simplemente estamos esperando el informe de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Ese informe nos debe decir dos cosas: reservas y qué pasó con los 200 contratos que estaban vigentes y de los cuales habían 40 suspendidos".
     
    Bonilla recalcó que, la evaluación que salga de ahí conduce a mirar si se abre la posibilidad de nuevos contratos o no, "pero si se abre nos tienen que decir en qué área del país y con qué estudios geológicos lo están pidiendo".
     
    Además, el ministro recordó que el déficit de Fondo de Estabilización del Precio de los Combustibles fue heredado por el anterior gobierno de $36 billones, "son dos reformas tributarias largas y es dejar desfinanciado a Ecopetrol".
     
    Y en línea con esta apuesta, el jefe de Cartera dijo que "hoy tenemos que buscar responsablemente la estabilidad fiscal y financiar adecuadamente a Ecopetrol y utilizar mejor los recursos públicos; si yo gasto todos los recursos públicos en gasolina no hago política social", dijo, en referencia al actuar del Gobierno Duque.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Parex recibe autorización para proyecto de Geotermia en Colombia

    Campo de Hidrocarburos Foto: ParexCampo de Hidrocarburos Foto: ParexColombia autorizó a la compañía Canadiense Parex para la ejecución de un proyecto de generación de energía geotérmica

    La licencia otorgada hace parte de los esfuerzos del Gobierno Colombiano desde hace varios años por impulsar una transición energética hacia fuentes limpias y renovables y con esto dejar la dependencia de los hidrocarburos y el carbón

    Esta energía geotérmica es renovable y se obtiene mediante el aprovechamiento del calor del interior de la tierra.​ Colombia cuenta con un gran potencial en esta materia en diferentes regiones.

    La resolución del Ministerio de Minas y Energía precisó que el proyecto está localizado en un área de 4,2 kilómetros cuadrados, en jurisdicción de los municipios de Maní y Aguazul, en el departamento de Casanare, en donde Parex tiene actualmente un contrato de explotación de petróleo y gas.

    Se estima que el proyecto tendrá una capacidad proyectada de generación de energía eléctrica entre 15 y 60 kW, con la posibilidad de extenderla a 120 kW, según la resolución.

    El permiso otorgado se estenderá hasta septiembre del 2041 y comenzará una vez se inscriba en el denominado registró geotérmico.

    En la resolución firmada por el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho se determina que "Es procedente otorgar el permiso de explotación geotérmica para generación de energía eléctrica en modalidad de coproducción con hidrocarburos solicitado por Pares Resources (Colombia) AG Sucursal",

    Así mismo "Parex como titular del permiso de explotación, realizará todas las actividades por su cuenta y riesgo y serán de su exclusiva responsabilidad todas las gestiones necesarias para el desarrollo del proyecto de acuerdo con la resolución", se lee en el documento.

    Parex por su parte deberá cumplir con todos los requisitos técnicos, legales y ambientales necesarios para el ejercicio de los derechos y obligaciones otorgados.

    El país busca consolidar los proyectos de energías renovables como lo son: parques eólicos en el departamento de La Guajira, granjas solares y ser el primer país de América Latina en desarrollar parques eólicos costa afuera.

    Sin embargo, ha enfrentado dificultades de indole social, por la resistencia de las comunidades indígenas locales que han obstaculizado la puesta en marcha de proyectos necesarios para Colombia.

     

    Paísminero.co

  • Plantas térmicas necesitan $1,6 billones para enfrentar el Fenómeno de El Niño

    La Asociación Nacional de Empresas Generadoras, que agrupa las plantas térmicas de Colombia, le pidió al Gobierno abrir líneas de crédito flexibles para que las compañías tengan la liquidez que necesitan para enfrentar el fenómeno de El Niño.
    El presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Alejandro Castañeda, indicó que las plantas térmicas del país están listas para atender el estrés energético que podría ocasionar el Fenómeno de El Niño, pero advirtió que es necesario que el Gobierno Nacional de incentivos para que las empresas tengan la liquidez que se requiere.
     
    Castañeda indicó que ante la disminución que se prevé en los aportes hídricos por cuenta de las menores lluvias, se necesitará más gas natural, más carbón y combustibles líquidos de cara a generar esa confiabilidad. Para eso, advirtió, “es fundalmental la liquidez en momentos de estrés”.
     
    “En 2015 – 2016 hubo problema de liquidez, pero en este momento eso está ajustado y corregido”, explicó el líder gremial, quien añadió que se debe tener la caja necesaria para poder comprar los combustibles que permitan mantener las térmicas encendidas.
     
    Cálculos de Andeg muestran que estos esfuerzos adicionales implica tener alrededor de US$250 millones mensuales para la compra de gas, US$80 millones para combustibles líquidos y alrededor de US$50 millones para carbón.
     
    En concreto, Castañeda estima que las plantas térmicas deben tener entre $1,6 y $1,8 billones disponibles para atender este Niño. “Nosotros podemos aportar un 55% y 65% del total de la demanda día. Sin embargo, siempre hay riesgos (…) Lo que no compartimos es que en este momento necesitamos $1,6 billones y tengamos que financiar terceros o que se comiencen a cerrarse las líneas de crédito”.
     
    El presidente gremial hizo un llamado al Gobierno Nacional, en el que se planteó la necesidad de aumentar esa liquidez. “Le propusimos que Findeter nos otorgue unos créditos con tasas de descuento a estos comercializadores y distribuidores, o los que requieran una necesidad de caja”, dijo. “Se hace necesario trabajar en el tema ante el Fenómeno de El Niño que se nos viene”.
     
    Por Forbes.
  • Por El Niño, alzas de energía serían más fuertes para 35% de usuarios

    Hay nueve distribuidores, la mayoría públicos, expuestos en más de 30% al precio en bolsa, el cual se ha duplicado en los últimos 10 días.
    En medio de los anuncios del fenómeno de El Niño y sus posibles impactos en el abastecimiento y en los precios de energía, uno de los factores clave a tener en cuenta es el grado de exposición de los comercializadores a los precios de bolsa.
     
    De hecho, datos de la Superintendencia de Servicios Públicos muestran que nueve empresas, que tienen 35,5% de las conexiones, compran hoy más del 30% de su electricidad en este mercado.
     
    Estos precios definen qué tanto se va a ver impactada la factura por cuenta de los precios en el mercado de contado, es decir, de la bolsa de energía, cuando la hidrología está baja y, teniendo en cuenta que el país funciona principalmente con hidroeléctricas, en este punto la oferta suele tener más de jugadores térmicos.
     
    De acuerdo con datos de la Superintendencia de Servicios Públicos, hay nueve compañías cuya exposición está por encima de 30%. Este nivel está por encima del recomendado, que es un balance 80/20, en el que 80% de la energía esté comprada en contratos de largo plazo y el restante 20% esté en bolsa.
     
    Y es que el aumento de las probabilidades de materialización de un fenómeno de El Niño ha hecho subir de forma importante en las últimas semanas las tarifas de la energía en bolsa, toda vez que, según los registros de la firma XM, operador del mercado eléctrico, de registrar un promedio de 355,1 pesos entre enero y abril, el precio del kilovatio en este mercado se duplicó en los últimos 10 días, llegando a 780 pesos por kilovatio el 16 de mayo pasado.
     
    Y, si se comparan los primeros 16 días de abril con el mismo período de mayo, el incremento es más pronunciado. Mientras que en ese período del mes pasado el precio promedio del kilovatio en la bolsa fue de 175,01 pesos, entre el 1° y el 16 de mayo la cifra llegó a 481,49 pesos, para una disparada del 275%.
     
    Las compañías con un mayor nivel de compras en el mercado spot son Ruitoque (100%), Electrohuila (63%), Compañía Energética de Occidente (41,4%), Electrocaquetá (39,5%) y Dispac (39,1%). Estas son seguidas por Emcali, Cedenar, Enelar y Enel Colombia. El total de conexiones que representan estas nueve compañías es de 6,2 millones de clientes, que representan 35,5% de la demanda total, según los registros del organismo de control. Es decir, estos usuarios sentirán con más fuerza el impacto de un verano marcado.
     
    Alejandro Castañeda, director de Andeg, gremio de los generadores térmicos, dijo que, no obstante estos niveles, lo cierto es que sí ha habido una disminución frente a dos meses antes, cuando cinco distribuidoras excedían el 40% de exposición. Esto quiere decir que las comercializadoras sí han buscado protegerse de la volatilidad de la bolsa de energía.
     
    Sin embargo, José Camilo Manzur, presidente de Asocodis, gremio de los distribuidores, señaló que es posible que algunas compañías no hubieran hecho la gestión a tiempo, pero explicó que un fenómeno que se ha evidenciado es que a pesar de que se abren licitaciones para comprar energía, no se han recibido ofertas en algunos casos, con lo que se declaran desiertos los procesos.
     
    Al respecto, Castañeda apuntó que ante las señales de más claras de un Niño, las mayores ofertantes, que son las hidroeléctricas, van a salir menos a contratación por el riesgo de no poder responder ante la sequía. También explicó que el impacto a los usuarios por precios en la bolsa es de 6%, pero en el caso de que solo 15% de las compras se hagan en el mercado spot.
     
    Esto dado que la generación representa 40% del precio final de la factura. Es decir, que entre más porcentaje de la generación sea en bolsa, una mayor proporción de la factura se verá impactada.
     
    Ahora bien, otro de los puntos que se destaca en los datos presentados por la Superservicios es que la mayor parte de las compañías tienen capital público.
     
    Según los registros, de las primeras nueve empresas con mayor compra en bolsa, seis cuentan con participación o bien de la Nación o bien de los municipios.
    Tal es el caso de las compañías Electrohuila, Electrocaquetá, Dispac, Emcali, Cedenar y Enelar.
     
    “Ante un evento de Niño, se va a impactar más a las empresas que a los usuarios”, aseveró José Camilo Manzur, quien asimismo apuntó que actualmente está vigente la opción tarifaria, con lo que los incrementos tienen un techo, porque parte del alza se difiere.
     
    Destacó además que esto, sumado a los saldos que ya se han generado con corte a 2022 ($4,2 billones) puede significar afectaciones a la liquidez de las compañías. Añadió que las garantías que deben contratar las prestadoras del servicio público también tendrán fuertes incrementos, lo que podría poner en limitación de suministro a algunas de ellas, por las fuertes alzas en el pago de estas obligaciones.
     
    Una mayor probabilidad de ‘El Niño’
    El último reporte (del 11 de mayo) de la Oficina Nacional de Administración Oceánica y Atmosférica (Noaa por sus siglas en inglés) señaló que hay una probabilidad de 90% que el fenómeno de El Niño se forme y persista en el invierno del Hemisferio Norte, es decir a finales del año.
     
    Así mismo, prevén que hay un 62% de probabilidad de que este inicie entre mayo y julio.
    Por otra parte, el análisis de la entidad también destaca que hay una probabilidad de 80% de ocurrencia de un Niño moderado, mientras que hay una probabilidad de 55% de que sea fuerte.
     
    Por Daniela Morales Soler para Portafolio