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.

EPM reportó que la central Hidroituango alcanzó la máxima capacidad de generación en sus dos primeras unidades.

EPM informó que la segunda unidad de generación de Hidroituango alcanzó su máxima capacidad de generación este martes. Este hito para la central hidroeléctrica contó con la presencia del ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho Morales.

 

El ministro Camacho recorrió la central Hidroituango para verificar el avance constructivo. Además, verificó la operación y el desarrollo de los trabajos de las unidades tres y cuatro, que deben comenzar a operar antes del próximo 30 de noviembre.

 

“Hidroituango es determinante para afrontar los efectos del fenómeno de El Niño. Por eso es necesario tener operando todas las unidades de esta Central en los tiempos establecidos. Desde el Ministerio nos ponemos en función para sacar adelante lo que se requiera para el éxito del proyecto”, señaló el titular de la cartera de Minas y Energía.

 

El gerente general de EPM, Jorge Andrés Carrillo Cardoso, destacó que las dos primeras unidades de generación de Hidroituango ya operan con su máxima capacidad. “Luego de superada la etapa de estabilización y optimización, en las que las unidades de generación de energía uno y dos producían, en promedio, 290 megavatios cada una, hoy celebramos que las dos unidades llegaron a los 300 megavatios de potencia. Con este hito, la Central ya genera 600 megavatios”, explicó.

 

Según el informe de EPM, en la actualidad, la unidad de generación tres tiene un avance de 93,1% y la unidad cuatro alcanza 84,3%. Los trabajos constructivos avanzan en frentes de obra a cielo abierto y en la central subterránea. A las obras civiles y de montaje electromecánico de las unidades próximas a operar, se suman trabajos subacuáticos. La empresa proyecta que al cierre de este año, la central genere 1.200 megavatios de energía.

 

José Fernando Loaiza para LaRepública.

Bogotá- El sector minero-energético, considerado una de las locomotoras del crecimiento nacional, fue la única actividad que reportó índices negativos en 2014, al presentar una contracción de 0,2%, cifra considerable, ya que solo en 2013 había crecido 5,5%, y en 2011 había aportado 14,5%, según estadísticas del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane).

 

Pese a este panorama, en los rubros de hidrocarburos, minas y energía hay empresas que lograron aumentar sus ingresos (aunque no sus utilidades) y se han ganado el título de reyes en facturación. Ellas son: Ecopetrol, en petróleo; Drummond, en minas; y EPM, en energía. 

 

El logro es meritorio porque sumado a la contracción del sector en general, surgieron factores  que no ayudaron a mejorar la situación. 

 

Uno de ellos fue la caída de los precios de los minerales , ya que en el período en el que el carbón, el oro y el níquel se cotizaban por lo alto, se iniciaron operaciones en varias minas nuevas en el mundo, particularmente en Australia e Indonesia, y las existentes ampliaron significativamente su producción, dando lugar a una sobreoferta, que junto con la demanda en caída de China y Estados Unidos (los mayores consumidores), llevó a disminuir los precios entre 40% y 50%.

 

Esto ha dejado a las empresas de la industria extractiva en un lugar donde, si no aumentan su competitividad y disminuyen sus costos de producción, salen del mercado. 

 

De hecho, según las últimas proyecciones de la Brújula Minera, 22% de las empresas del país disminuirán sus expansiones y 32% las reducirán, señalando, entre otros aspectos, que no sienten un gran apoyo del Gobierno, que los precios seguirán estando a la baja, y que hay grandes fallas de estabilidad jurídica, especialmente, por el continuo aumento de la tributación, lo que, para los expertos, ha llevado a que las grandes mineras hayan sentido una caída de la inversión extranjera y disminución de los giros de sus casas matrices. 

 

Por otra parte, las empresas explican que la regalías e impuestos en Colombia son considerablemente altos al compararlos con los índices de la región, lo que frena la competitividad. 

 

Prueba de esto es un estudio del exministro de Minas, Guillermo Perry, en el que señaló que en el caso del carbón, si una empresa produce más de tres millones de toneladas, paga 10% en regalías en el país, mientras que en Argentina se paga 3%, en Brasil  2%, en Chile entre 0,5% y 14% (dependiendo del volumen de ventas y no de producción) y en Perú de 1% a 12%.

 

No obstante, dos de las empresas de las 2.000 que más facturaron el año pasado (y que además están dentro del grupo de las primeras 50 con mayores ingresos en 2014), pertenecen al sector minero. Estas son Drummond y Carbones del Cerrejón, ocupando los puestos 23 y 26, respectivamente. 

 

Los ingresos operacionales de la primera  empresa fueron de $3,2 billones, con una variación negativa de 15,29%  en relación a 2013; mientras que los de la segunda fueron de $2,9 billones, presentando una variación negativa de 2,57%, respecto a 2013. 

 

Después de que por cuatro años las petroleras gozaron de precios superiores a los US$100 por barril, 2014 fue un año agridulce ya que desde julio se empezó a ver cómo se desplomaban rápidamente los precios y no había manera de detenerlos. 

 

Siendo así, y en solo seis meses, a las compañías de hidrocarburos les dejó de entrar la mitad de sus ingresos, por lo que las grandes ganancias que se habían tenido los primeros meses se borraron, dejando un último período de pérdidas. 

 

Solo en  Ecopetrol, al cierre de 2014, la utilidad neta fue de $7,51 billones, 42,7% menos que en 2013. Aún así, sigue ocupando el puesto número uno en el escalafón de las 2.000 empresas con mayores ingresos en el país, seguida por Terpel, con $125.422 millones de utilidad, y una disminución de 24,4%, frente a 2013.

 

Con este panorama, el plan de acción de las compañías fue empezar un programa de choque agresivo, basado en la reducción de costos, especialmente, en el rubro destinado a los programas de exploración. 

 

Esta situación fue deteriorándose a medida que los precios seguían cayendo, llegando hasta US$40 por barril, en una casi paridad entre el WTI y el Brent, lo que evidenció un efecto negativo sobre la liquidez de las compañías petroleras. 

 

Prueba de ello es que en los primeros cuatro meses de 2015 solo se perforaron nueve pozos exploratorios, lo que representó una caída de 82,6% frente al mismo período de 2014, cuando se habían perforado 52 pozos. En cuanto a la sísmica, se han ejecutado 800 kilómetros, una caída de 92%. 

 

Así, durante el primer trimestre de 2015 el valor FOB de las exportaciones disminuyó 48%, versus el mismo período de 2014, mientras que el volumen aumentó 9,3% en línea con el desempeño de la producción, la cual las empresas han intentado mantener por encima del millón de barriles. 

 

“Colombia ha logrado diversificar sus socios comerciales, en particular, entre 2010 y 2014, cuando la participación de China en las ventas de crudo colombiano aumentó de 5% a 23%; la de India, de 3% a 13%, y la de España, de 0,3% a 9%”, aún así, las petroleras siguen siendo líderes en materia empresarial, pesando 25% en la industria”, dijo Francisco Lloreda, presidente de la ACP. 

 

Sector energético

El sector de servicios públicos logró 3,4% del PIB en 2014, según el Dane, un sector en el que la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) señaló que en energía eléctrica la cobertura es cercana a 96% en las zonas interconectadas. “El reto es la incorporación de energías alternativas y la introducción definitiva de sistemas de transporte eléctrico a nivel particular y de servicios públicos”, dijo Gustavo Galvis, presidente ejecutivo de Andesco.

 

En el ranking de las empresas más grandes del sector están  EPM, Electricaribe ESP y Codensa ESP, con ingresos de $11,5 billones, $3,5 billones y $3,4 billones. 

 

Medidas del Gobierno para crear dinamismo

En cabeza del Ministerio de Minas y Energía ha estado la labor de crear herramientas que ayuden al sector en la crisis, especialmente, cuando la renta petrolera ha afectado gravemente las arcas del Estado. Es así como se le permitió a la Agencia Nacional de Hidrocarburos  (ANH) dar la libertad de aplazar contratos e inversiones a las compañías.

 

Las cifras

$68,9 billones fueron los ingresos operacionales de Ecopetrol, que ocupó el primer puesto.

$12,7 billones fueron los ingresos operacionales de Terpel, que ocupó el segundo puesto. 

 

Las opiniones

 

Francisco José Lloreda

Presidente de la ACP

“Colombia ha logrado diversificar sus socios comerciales, en particular entre 2010 y 2014”.

 

Gustavo Galvis

Presidente ejecutivo de Andesco

“El reto actual es incorporar energías alternativas y usar transporte eléctrico”.

 

 

Fuente: Larepublica.co

 

Estas organizaciones han mostrado las mejores cifras en esta división en lo que se refiere al primer trimestre de 2023, demostrando mejoría frente al año anterior.

Varias organizaciones han mostrado sus resultados financieros en el primer trimestre de 2023. Algunos de estos han demostrado una mejoría con respecto al año pasado, por medio de cifras que revelan la situación actual de la economía colombiana.

 

La República realizó un sondeo para determinar cuáles han sido las empresas que más han tenido ingresos, utilidades, crecimiento, variaciones y reducción de pérdidas. En los resultados solo se incluyeron a las organizaciones que han mandado sus cifras públicamente hasta la fecha. Algunas empresas enviaron sus resultados en dólares, por lo que se hizo el cambio a pesos con la TRM de 11 de mayo de 2023, de $4.601,15.

 

Mayores ingresos

Según el sondeo de La República, el top cinco de las empresas que más han generado ingresos netos en el primer trimestre de 2023 lo lidera Ecopetrol con $38,85 billones, con una variación de 19,65% con respecto al mismo periodo del año anterior. Ricardo Roa, presidente de la compañía, expresó que, “Ecopetrol se afianza con una producción promedio de 719.000 barriles equivalentes por día, con lo que consolida la tendencia al alza”.

 

Le sigue Empresas Públicas de Medellín (EPM) con $9 billones, con una variación de 22,78% contra 2022. La aerolínea Avianca continúa en el top con ingresos por $8,31 billones, lo que representó una variación de 34,1% con relación a 2022.

 

Adrian Neuhauser, CEO de Avianca, dijo que, “estoy muy orgulloso del trabajo que el equipo ha realizado para obtener estos resultados en un trimestre estacionalmente débil para Avianca. Continuamos con la ejecución exitosa de nuestro plan de negocio y nos embarcamos en una transformación del negocio que ha resultado en mejoras significativas”.

 

El cuarto puesto se lo lleva Grupo Argos con $5,74 billones, lo que representó una variación de 24,51%, ya que en 2022 fue de $4,61 billones. Jorge Mario Velásquez, presidente del Grupo, recalcó sobre los resultados que, “la utilidad neta controladora de Grupo Argos para el primer trimestre fue 2,5 veces superior a la del mismo periodo del año anterior, lo que equivale a cerca de $470 por acción y anticipa la generación de utilidades del año para seguir distribuyendo más dividendos y valor para nuestros accionistas en el futuro”.

 

El quinto puesto se lo lleva el Grupo Éxito con $5,45 billones, lo que demuestra una variación de 18,56% con respecto al mismo periodo del año anterior, ya que en el 2022 los ingresos fueron de $4,60 billones. Carlos Mario Giraldo, presidente de Grupo Éxito, resaltó que, “en medio de un panorama global y local retador, el crecimiento de 18,6% en los ingresos refleja la dinámica comercial en Colombia, Uruguay y Argentina y la contribución de los formatos de innovación y de nuestras plataformas digitales. Crecer 9% el Ebitda y en términos comparativos 21,5%, refleja la virtud de nuestra diversificación de geografías, apoyado en negocios complementarios de alto valor como el de los centros comerciales”.

 

Mayor ingresos por variación

En esta categoría cambia el líder de la sección, ya que Enel ocupa el primer puesto con una variación de crecimiento de 93,22; pasó de $1,97 billones en 2022 a $3,80 billones en 2023.

 

Le sigue Tecnoglass con una variación de 50,63%, debido a que en 2022 sus ingresos fueron de $618.854 millones y pasó a $932.192 millones en 2023. En tercer puesto está ISA con variación de 41,4%.

 

Ganancias y pérdidas

Ecopetrol lidera la categoría con utilidades de $5,66 billones. Sigue EPM con $1,6 billones en 2023 y el top tres lo cierra ISA con $828.000 millones.

 

Avianca, por su parte, pese a que lidera en ingresos, es la única en el ranking que reportó pérdidas.

 

Durante los primeros tres meses del año, la aerolínea reportó pérdidas por US$11,7 millones, disminuyendo este punto 84,6% en comparación con 2022, cuando de enero a marzo de ese momento la suma total del déficit fue de US$76,1 millones.

 

Por Diego Ospina para LaReública.

La obra de adecuación del terreno está en su etapa final para la instalación de los 199.534 paneles solares y los equipos necesarios.

Empresas Públicas de Medellín (EPM) inició la construcción del Parque Solar Fotovoltaico Tepuy el miércoles 13 de julio de 2022, actualmente el proyecto ya tiene un avance de 53%. Este proyecto tiene como fin la adecuación 199.534 paneles solares con 83 megavatios de energía.

 

La subestación elevadora de tención que estará en este Parque permitirá aumentar e voltaje de energía solar que se genere allí, para luego ser trasportada por una línea de 3,8 kilómetros hasta la subestación Purnio de la compañía Chec, filial de Grupo EPM.

 

“En la actualidad también avanzamos con las obras civiles, que consisten en la adecuación del predio, la construcción de las vías internas y de acceso, las obras de cerramiento provisional, las obras de cimentación de los centros de transformación encargados de elevar la tensión de la energía, el terraplén para el edificio de operación y mantenimiento del Parque, que empezaremos a construir en los próximos días”, dijo Jorge Carrillo Cardoso, gerente general de EPM.

 

La obra de adecuación del terreno está en su etapa final para la instalación de los paneles solares y los equipos necesarios para su funcionamiento. Dentro de estas labores se busca el aprovechamiento forestal y la transformación del material vegetal, proceso que es acompañado por un proceso de biólogos. La obra cuenta con un hogar de paso para atender distintas especias de animales que puedan verse impactadas por el proceso de transformación.

 

“Avanzamos a buen ritmo y esperamos iniciar la generación de energía con esta fuente a finales de 2023”, comentó Juan Diego Naranjo Toro, líder del Proyecto Solar Tepuy.

 

Por Cristian Moreno para LaRepública.

La solicitud estará pública hasta junio 21 y se podrán presentar hasta el 7 de julio. 

Empresas Públicas de Medellín (EPM) informó que amplió el plazo del proceso de contratación para calificar y clasificar proveedores para la construcción de parques solares y eólicos y la interventoría para estos.

 

La compañía pública informó que esto se hizo con la intención de realizar un acuerdo de disponibilidad técnica por seis años que permita agilizar los procesos de contratación y las ofertas respectivas.

 

Así mismo se señaló que la solicitud de ofertas estará publicada hasta el miércoles 21 de junio de 2023 y las ofertas se podrán presentar hasta el viernes 7 de julio.

 

Con el objetivo de hacer claridades y dar toda la información que requieran los interesados, la empresa realizará hoy en las horas de la tarde una reunión para la cual se debe solicitar previamente acceso.

 

Los interesados también podrán consultar los detalles del proceso contractual por medio del portal Te Cuento, dispuesto por EPM.

 

La compañía destacó que en el proceso pueden participar empresas nacionales y extranjeras siempre y cuando tengan capacidad financiera, técnica y jurídica para la construcción de este tipo de proyectos.

 

Por Portafolio

La compañía de energía asegura que presta toda su colaboración y suministra la información solicitada por el ente regulador.

 

EPM informa que la Superintendencia de Industria y Comercio realiza la visita administrativa de inspección a la sede de la empresa en Medellín, esto con el fin de recaudar información relacionada con el contrato suscrito con Canacol Energy. 

 

“El propósito es recaudar información relacionada con el mercado del gas natural en Colombia, la actividad económica del agente inspeccionado y todas aquellas actividades por medio de las cuales desarrolla su objeto social en este mercado. Lo anterior, con el fin de verificar el cumplimiento de las normas relativas a la protección de la libre competencia económica”, dice el comunicado.

 

Ante esta situación, EPM, en el informe publicado en la Superintendencia Financiera, asegura que presta toda su colaboración y suministra la información solicitada. Canacol Energy también informó que es visitada por la SIC.

 

Esta compañía dice que "estamos atendiendo de manera diligente y con toda la disposición para brindar la información solicitada por esta entidad. Las actividades operacionales y comerciales de la Corporación se mantienen con normalidad", dijo la compañía en un comunicado.

 

Por María Camila Gil Niebles para LaRepública.com

Con el cuarto rotor instalado, de 519 toneladas de peso, la unidad cuatro de generación reporta un avance constructivo de 64,81%.

EPM anunció que ya se instaló, trasladó y montó en sitio final de la casa de máquinas del rotor de la unidad cuatro de generación de energía de la Central Hidroituango. Con este, la unidad cuatro de generación reporta un avance constructivo del 64,81%.

 

El rotor instalado tiene un peso de 510 toneladas. Es la pieza más pesada dentro de la unidad de generación. Su diámetro externo es de 8,9 metros y su altura de 2,9 metros.

 

Jorge Andrés Carrillo, gerente general de EPM, indicó que “Hidroituango no deja de sumar hitos técnicos en lo que será la entrada en operación este año de las unidades tres y cuatro de generación de energía".

 

Agregó que esta fue la instalación del último rotor de la zona norte de la casa de máquinas, ubicada en la zona sur de la caverna, "lugar que habilitamos para facilitar todas las maniobras que se requieren en sitio", dijo Carrillo.

 

Este rotor se instala dentro de cada generación de energía o magnético para transformar la energía mecánica en energía eléctrica. Las unidades fueron fabricadas en la ciudad de Taubaté, en el estado de Sao Paulo, Brasil, por el proveedor GE Renewable Energy (General Electric). La unidad tres de generación tiene un avance constructivo del 83,12 % .

 

De esta manera, Hidroituango avanza de forma positiva y segura para lo que será la entrada en operación este año de las unidades tres y cuatro de generación de energía, donde serán 1.200 megavatios de energía limpia y renovable para el desarrollo del país y la calidad de vida de millones de colombianos.

 

Por María Almario para LaRepública.

La empresa de servicios domiciliarios Empresas Públicas de Medellín (EPM) adquirió, por medio de su fondo de capital privado FCP Innovación SP, el 40,9 por ciento de las acciones de la empresa local especializada en energía solar Energías Renovables de Colombia (Erco), según informó en un comunicado.

 

Con ello, EPM busca reforzar su negocio de energía solar.

 

La epecista Erco ha realizado hasta la fecha 400 kilovatios en proyectos fotovoltaicos y dispone actualmente de un megavatio en proyectos en las etapas de diseño y construcción. La empresa está activa en energía fotovoltaica y en energía solar térmica, en los segmentos de residencial, comercial y también rural. EPM indica que Erco tiene 350 clientes en Colombia.

 

Con esta inversión, EPM ofrece más soluciones de energías renovables a sus clientes. La empresa EPM tiene divisiones de energía, gas y agua y atiende principalmente a clientes en Medellín y en el Área Metropolitana de Valle de Aburrá.

 

En Colombia se han incrementado las instalaciones fotovoltaicas de pequeña y mediana potencia en los últimos meses. El pasado febrero se publicaron los lineamientos de la regulación de medición neta y se espera que próximamente se termine de desarrollar y reglamentar esta regulación. Por otro lado, la legislación actual de energías renovables contempla incentivos, a los que se pueden acoger los proyectos fotovoltaicos.

 

Por: Blanca Diaz López

 

pv-magazine

El presidente de la compañía, Jorge Carrillo, dijo que la Junta debe revisar la idea que dio el alcalde para poder tomar una decisión.

Durante la reunión de este viernes, la Junta Directiva de EPM definirá si congela o no las tarifas de la energía, proceso que se analizará teniendo en cuenta la solicitud que hizo el alcalde de Medellín y director de la Junta, Daniel Quintero.

 

El presidente de EPM, Jorge Carrillo, anunció que esa propuesta será analizada y será presentada al órgano administrativo. Recordó también que "EPM fue el mayor aportante al pacto tarifario en generación con $340.000 millones", pues la compañía pasó a indexar del IPP al IPC, lo cual tuvo un costo de $340.000 millones el año pasado.

 

“Básicamente estamos en un circulo vicioso que se puede volver virtuoso. Si nosotros, teniendo casi 35% del mercado de energía, tomamos una decisión de congelamiento de tarifas automáticamente tiene un reflejo en el IPC”, explicó el directivo.

 

Carrillo dijo que creen que con esta decisión pueden contribuir a una estabilización de un indicador que “hace mucho daño como sociedad y por eso se está analizando el tema. Sin embargo, mañana el tema entra en la Junta, que tomen la decisión en ese momento es decisión de la Junta Directiva. No puedo hacer un mayor anuncio hasta que se apruebe". El directivo también indicó que el proceso se hará con las normas que dispone la Creg.

 

El alcalde viene insistiendo en esta idea meses atrás, de hecho, estuvo conversando con el presidente, Gustavo Petro, cuando iba a tomar las funciones generales de la Creg, cuando el Consejo de Estado suspendió ese decreto, Quintero dijo que se iba a hacer la misma solicitud a la Creg.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la resolución 060 de 2019 en la que exigió unas condiciones técnicas para el Parque.

La Junta Directiva de EPM llegó a un acuerdo con el Gobierno Nacional para explorar una alianza público-popular que permita que el parque eólico Jepírachi sea entregado al Gobierno Nacional, para que se constituya como la primera comunidad energética del país en La Guajira.

 

Agregaron que para que se pueda materializar esta comunidad energética, se requieren ajustes regulatorios y la definición de un modelo empresarial por parte del Gobierno Nacional. "EPM viene entregando al Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (Fenoge) la información requerida para el respectivo análisis de viabilidad de la propuesta", aseguraron.

 

En caso de materializarse la propuesta, EPM entregaría al Gobierno Nacional el parque eólico en condiciones óptimas de operación, para que las comunidades continúen beneficiándose de la energía que se genere y capacitaría a las personas que defina el Gobierno Nacional para la operación del Parque.

 

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) expidió la resolución 060 de 2019 en la que exigió unas condiciones técnicas que el Parque, por su tecnología actual, no cumple. "Por esta razón, EPM desde 2020 ha venido avanzando en el proceso de desmantelamiento del Parque, con el objetivo de cumplir la norma vigente y culminar su operación el 9 de octubre de 2023", dice el documento. Una vez se tengan las definiciones para la creación de la comunidad energética, EPM junto al Gobierno Nacional informará las condiciones para la implementación de la comunidad.

 

El parque eólico Jepírachi es un proyecto piloto que inició su operación en 2004, fue construido entre 2002 y 2003, se inauguró el 21 de diciembre de 2003 e inició operación plena en abril de 2004. Desde sus inicios hasta hoy, se ha concebido como un proyecto piloto experimental y como un laboratorio privilegiado para la investigación y el conocimiento de la tecnología eólica, su desempeño en un territorio como la Guajira y el relacionamiento con la comunidad indígena wayuu.

 

Por Alejandra Rico para LaRepública.

EPM informó que Jepírachi pasaría a propiedad comunitaria. Sin embargo, iba a ser desmontado durante 2023 y no está operativo en su totalidad.

Empresas Públicas de Medellín (EPM) anunció que entregaría su parque eólico Jepírachi para ser de propiedad comunitaria junto con las comunidades Wayúu, cumpliendo el “la iniciativa de asociatividad público popular para materializar la transición energética justa”, según la exministra de Minas y Energía, Irene Vélez.

 

Ahora bien, la compañía había anunciado que este año se iba a desmantelar este parque de 19,5 megavatios que está a punto de completar 20 años de operación en La Guajira.

 

Con respecto a este punto, la empresa pública no ha informado a qué se debe el cambio de planes anunciado recientemente y qué implica para la operación a futuro que el parque sea ahora de propiedad comunitaria.

 

Actualmente, el parque no está operando en su capacidad total, puesto que hay dos aerogeneradores de los 15 del parque que están fuera de operación, lo que implica que la capacidad de generación sea de 16,9 megavatios.

 

“Sería el primer proyecto que tendría esta cualidad de tener una participación en la propiedad por parte de las comunidades. Significa que sí se necesita una repotenciación, porque hay algunas de las turbinas que no están operando y se requeriría un ajuste regulatorio, lo cual se enmarcaría en el decreto de emergencia”, aseguró la entonces ministra Vélez.

 

No obstante, el decreto de emergencia económica, social y ecológica para La Guajira está en vigencia hasta el primero de agosto y a la fecha de cierre de esta edición el Ministerio no había emitido ningún decreto al respecto, ni para el caso de Jepírachi, ni para otros temas relacionados con la cartera.

 

Portafolio consultó con EPM con respecto a las inversiones que implica poner el parque en pleno funcionamiento y si con este nuevo esquema, la empresa será la encargada de poner los recursos para operar. Sin embargo, al cierre de esta edición no había respuesta. De igual forma, no se ha hecho público cuánto tiempo podría ampliarse la vida útil del parque de generación eólica.

 

Fuentes cercanas del Gobierno explicaron que las razones por las que el parque debía desmantelarse es porque cuando se emitió la regulación para las plantas de fuentes de energía renovable no convencional, la central ya se encontraba operativa, pero no cumplía con parámetros establecidos allá. Por este motivo, se definió que Jepírachi cumpliría su vida útil establecida y sería desmontado.

 

“Jepírachi sería el primer proyecto que tendría la cualidad de tener una participación de la comunidad luego de una repotenciación de infraestructura y un ajuste regulatorio, que estará enmarcado en el contexto del decreto de emergencia de La Guajira”, explicó la compañía pública.

 

Sin embargo, no dieron detalles con respecto a eso, cuánto dinero y cuánto tiempo tomaría para llegar a ese punto y entregarse a las comunidades.

 

Posteriormente a los anuncios hechos por parte del Ministerio y de EPM, el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía, Fenoge, informó que está en comunicación con la empresa para establecer los aspectos técnicos, financieros, regulatorios, ambientales y sociales del parque y cuáles son los escenarios que se plantean para una repotenciación.

 

Esta entidad señaló que solo hasta definirse la viabilidad en estos aspectos se iniciará una fase de concertación liderada por el Ministerio con las comunidades que podrían estar interesadas en ser parte del esquema propuesto.

 

Más allá de la operación, en caso de que se decida que en el futuro cercano la central eólica debe ser desmantelada, se desconoce cuál sería la responsabilidad de cada uno de los actores tanto en el desmonte de los aerogeneradores como en la reposición del área, que es uno de los requisitos que se deben cumplir.

 

Daniel Quintero, alcalde de Medellín, se refirió con respecto al desmantelamiento del parque, señalando que “esta es una región que lo que necesita es desarrollo y oportunidades. El acuerdo que hemos hecho es buscar los mecanismos para que no sea desmontado y sea entregado en un acuerdo de modalidad mixta a las comunidades”.

 

Tras la salida de Vélez de la cartera de Minas y Energía, se espera que se tomen determinaciones en la nueva administración. Se esperan mesas técnicas entre Fenoge, el Ministerio y EPM para analizar el estado del proyecto y permitir que el parque siga operando con participación de las comunidades indígenas y la empresa pública.

 

Por Portafolio.

Jorge Andrés Carillo, gerente de EPM, explicó que aumentarán la capacidad nominal de las unidades.

Empresas Públicas de Medellín (EPM) informó que el proceso de obras civiles de la central eléctrica Hidroituango se terminará el julio. Cabe recordar que estas dos turbinas, las 3 y 4 de la primera fase, tienen compromisos de cargo por confiabilidad. Es por esto que para evitar multas y sanciones, estas estructuras deben generar energía al sistema antes del 30 de noviembre de este año.

 

De acuerdo con Jorge Andrés Carrillo, gerente de la compañía, hacen falta unos mamparos para poder culminar las obras. Estos son necesarias para impedir el flujo de agua desde el embalse hacia los canales de conducción, puesto que se deben retirar unos “tapones” de concreto que se pusieron durante la contingencia del año 2018.

 

“El cambio de contratista no tuvo ningún efecto en el cronograma; al contrario, todo lo que es obra civil y montaje va a estar listo en dos meses”, explicó Carrillo.

 

Estos mamparos están en fabricación en Croacia y ya EPM recibió confirmación de los contratistas de que van a estar listos. Ya la compañía contrató dos aviones Antonov que traerán las piezas de 80 toneladas hasta Medellín y de ahí a la obra. “Es tal vez el mayor despliegue logístico que ha habido para un proyecto de infraestructura que ha habido en el país”, aseguró Carrillo.

 

Después del encuentro anual con inversionistas, el líder de la empresa pública también informó que se buscará incrementar la capacidad nominal de generación de las máquinas.

 

Actualmente, cada turbina de las 8 que tendrá en total la central, puede generar 300 megavatios de energía. Sin embargo, Carrillo explicó que evidenciaron que podían incrementar esta generación en 10%. Esto quiere decir que cada turbina pasaría a generar 330 megavatios y cuando se culmine la primera etapa con sus cuatro turbinas, se generarán 1.320 megavatios.

 

“Para que se genere se requiere que haya un nivel de agua óptimo. Pero en la evaluación de las dos primeras unidades vimos que se estaban comportando tan bien que hablando con el fabricante decidimos que vamos a hacer una modificación para aumentar la potencia de las unidades”, explicó Carrillo.

 

Por el momento no se ha podido hacer este proceso, puesto que falta el tapón del túnel de desviación derecho de la central. Este se espera que esté terminado antes del 30 de noviembre, con lo que se podría tener este incremento después de esto.

 

Esto quiere decir que en un caso de fenómeno de El Niño, que está pronosticado para el segundo semestre del año e inicios de 2024, la central estaría en capacidad de responder.

 

Además de esto, Carrillo afirmó que por la naturaleza de la central, incluso en un verano intenso podrían generar.

 

“Hay dos ríos en Colombia que resisten un Niño: el Magdalena y el Cauca. Hidroituango se comporta como un central filo de agua, casi todo lo que llega se puede llevar a generar. No hay necesidad de represar”, explicó.

 

Es por esto que Carrillo aseguró que en todos los escenarios, incluso los más complejos, las cuatro unidades pueden mantenerse operando.

 

Para mantener la confiabilidad del sistema, EPM también inició la operación de una central térmica de ciclo combinado a líquidos y gas, con una capacidad de 300 megavatios.

 

Con respecto al funcionamiento de las turbinas de la 5 a la 8, Carrillo destacó que no se va a atrasar por lanzar una segunda vez la licitación para estas obras. Señaló que 12 compañías compraron los derechos a participar el proceso competitivo, de las cuales ya 11 hicieron la visita obligatoria a la central. La idea es que el 1 de octubre puedan iniciar las obras de la segunda fase de la central.

 

Por Portafolio

De acuerdo con directivos de EPM, esto es una situación normal en los primeros años de operación.

El pasado 30 de noviembre, Empresas Públicas de Medellín (EPM) informó que había logrado iniciar la operación comercial de las dos primeras turbinas de Hidroituango, después de enfrentar una serie de retrasos en las fechas inicialmente planeadas.

 

Desde entonces, las turbinas han trabajado más de 6.000 horas entregando energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Sin embargo, la turbina número 2 ha tenido problemas para estabilizar su operación.

 

Al revisar los despachos de Hidroituango se evidencia una serie de momentos y horas en las que no se generó energía y fuentes del sector explicaron a Portafolio que algunos de estos momentos corresponden a salidas programadas por mantenimientos obligatorios, pero otras también se explican porque no se ha podido estabilizar la unidad.

 

“Las máquinas son como unos bebés recién nacidos y hay que cuidarlos así. Ellas van funcionando a medida que pasa el tiempo. Se han venido haciendo las garantías que nos exige el fabricante de las máquinas a las 1.00 y 2.00 horas de funcionamiento. Ahora vamos a hacer la de las 4.000 horas”, afirmó William Giraldo, vicepresidente de generación de energía de EPM y quien tiene a su cargo la construcción de la mayor central de hidroelectricidad.

 

Ahora bien, reconoció que ha habido salidas de funcionamiento por motivos diferentes a los programados.

 

Las salidas forzadas por causas son por “distintos pequeños problemas” como la elevación de temperaturas, niveles de aceite o los niveles de presión, explicó Giraldo.

“Sin embargo de forma muy rápida vuelven a entrar en servicio y eso es lo que pasa con estos equipos cuando están ingresando al sistema y son tan nuevos, como estos que llevan unos menos de seis meses de estar en funcionamiento”, añadió.

 

La capacidad de energía diaria que puede ofertar la central con estas dos primeras turbinas es 12.960 megavatios hora día (MWh/d), como se ve que en algunos días se ha logrado. Esta generación representa 5,5% de la demanda total del país.

 

“Esto es parte normal de la entrada en operación de una máquina que haya una etapa de estabilización que se toma un par de años como mínimo hasta que al final de su vida útil también vuelve a experimentar inestabilidad”, dijo Bladimir Suárez, gerente de generación de energía para la Región Cauca.

 

No obstante, en algunos momentos su factor de disponibilidad ha sido menor.

 

Cabe recordar que la central había adquirido obligaciones de energía en firme en dos subastas de cargo por confiabilidad.

 

Al consultar a XM, operador del mercado eléctrico si a pesar de esto se está dando cumplimiento a las obligaciones, la respuesta fue que sí.

 

Las dos turbinas requieren de al menos otras dos paradas para hacer las verificaciones a las 4.000 y 8.000 horas de funcionamiento, para las cuales se están preparando.

 

La compañía informó que el 13 de junio inicia mantenimiento por garantía de las 4.000 horas la unidad 1 y, el próximo 24 de julio, la unidad 2.

 

Una vez se cumplan estos, se harán mantenimientos semestrales, anuales y bianuales.

 

Ahora bien, las turbinas de generación 3 y 4 también tienen compromisos de entrega de electricidad, que deben cumplirse antes del 30 de noviembre de este año.

 

Estas se encuentran en la terminación de las obras civiles, a cargo de Schrader Camargo y según la compañía ya tiene un avance de 91,44%.

 

Además de esto, Jorge Andrés Carrillo, gerente de la compañía pública, informó que están trabajando para incrementar la capacidad nominal de generación de las turbinas.

 

De esta forma, en lugar de los 600 megavatios que actualmente tienen las dos primeras unidades, serán 660 megavatios totales.

 

“Para que se genere se requiere que haya un nivel de agua óptimo. Pero en la evaluación de las dos primeras unidades vimos que se estaban comportando tan bien que hablando con el fabricante decidimos que vamos a hacer una modificación para aumentar la potencia de las unidades”, explicó Carrillo.

 

Esto significa que las cuatro primeras unidades tendrán un total de 1.320 megavatios de capacidad con este cambio.

 

'Las unidades han mostrado buen comportamiento'

Bladimir Suárez Agudelo, gerente de generacion de energía para la Región Cauca de EPM, señaló que los dos mantenimientos previos que se han hecho en las unidades 1 y2 han demostrado un buen comportamiento.

 

“Las máquinas van muy bien, han mostrado un buen comportamiento y afortunadamente vamos a hacer otros dos mantenimientos adicionales de las garantías a las 4.000 y 8.000 horas”, dijo el directivo.

 

Destacó que se monitorean cerca de 65.000 variables en tiempo real para verificar el estado de las máquinas y su funcionamiento.

 

Adicionó que desde la sala de control se le hacen seguimiento a más de 2.500 activos.

 

La compañía pública señaló que estos equipos son los mismos que se han instalado en otras centrales. “Contar con este tipo de máquinas ha permitido que la compañía tenga funcionarios expertos en su operación y mantenimiento”, destacaron.

 

Por Daniela Morales para Portafolio