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  • ¿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
     
  • ¿Cómo les fue a empresas de petróleo y minería en Colombia? Así fueron sus ganancias

    De acuerdo con el informe de 1.000 empresas presentado por la Superintendencia de Sociedades, el sector minero energético fue el que mayor impulso tuvo en sus ventas.
    De acuerdo con la entidad, los ingresos de las compañías del sector fueron por $ 245,5 billones, lo que significó un alza de 80,1 por ciento.
     
    Para 2022, las ganancias alcanzaron $61,9 billones, es decir, un alza de 118,6 % frente al dato presentado en 2021, cuando ganaron $ 28,3 billones.  Además las compañías de esta rama fueron las que más aportaron a las utilidades y fueron superiores a los $ 137,3 billones.
     
    Son las más grandes del país
     
    En el caso del listado, Ecopetrol volvió a liderar en la tabla de las 1.000 compañías más grandes y así mismo es la más grande del sector.
     
    Durante 2022, sus ingresos fueron de $144,82 billones, es decir un incremento de 70,7 por ciento frente a los del año directamente anterior. En el caso de las utilidades, estas llegaron a $33,4 billones duplicando de esta forma lo obtenido en el año 2021.
     
    En el segundo puesto se ubicó Reficar, la refinería de Cartagena dedicada a la fabricación de productos de la refinación del petróleo tuvo ingresos por 27,8 billones de pesos y ganancias de $ 2,1 billones.
     
    En el tercer puesto está la Organización Terpel, compañía que comercia al por mayor combustibles sólidos, líquidos y gaseosos, que ganó 23,6 billones de pesos, para un total de ganancias de 333.000 millones de pesos.
     
    En el  cuarto lugar está Carbones de Cerrejón, la firma dedicada a la extracción de carbón de piedra tuvo ingresos de 16,3 billones de pesos, para una ganancia de seis billones de pesos.
     
    El quinto lugar lo tuvo Drummond, compañía dedicada también a la extracción de carbón de piedra, quien reportó ingresos por 15,2 billones de pesos en 2022 y sus ganancias fueron de 2,1 billones de pesos.
     
    En el sector 
     
    Cerrejón y Drummond están en el  segundo y cuarto puesto de las minero energéticas más grandes. Carbones del Cerrejón y Cerrejón Zona Norte, cuyos ingresos sumados son de $ 23,57 billones y sus utilidades alcanzaron $ 6,87 billones.
     
    Las tasas anuales de crecimiento de ambos indicadores fueron considerables. Al sumar los ingresos y compararlos con 2021 se encuentra una variación de 175 por ciento. 
     
    En tercer lugar está Drummond, que opera en Cesar y Magdalena. Sus ventas fueron de $ 15,27 billones, que representa un alza de 79,7 por ciento frente al año anterior. Mientras que en el caso de sus ganancias estas escalaron 159,8 por ciento al llegar a $ 2,15 billones.
     
    En quinto lugar vuelve a aparecer una petrolera: Parex Resources. La compañía de exploración y explotación de crudo obtuvo unos ingresos por $ 5,49 billones, lo que representa casi una triplicación del resultado obtenido en el periodo anterior, con una variación de 288,73 por ciento.
     
    Por Laura Lesmes Díaz para ElTiempo.
  • ¿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.
     
  • ¿Está el litio listo para otra carrera alcista?

    Una publicación reciente  de Reuters  detalló cómo un repunte supercargado de dos años, en el que los precios al contado del carbonato de litio en China se multiplicaron por diez, se revirtió brutalmente durante la primera parte de este año. De hecho, el precio al contado del litio se desplomó un 70 % entre noviembre y su punto más bajo en abril.
    La medida deja a muchos analistas preguntándose: ¿qué depara el futuro para los precios del litio? Una gran parte del aumento del litio fue el rápido aumento de la demanda del mercado de vehículos eléctricos que se enfrenta a un mercado de oferta ajustado. Esto se percibió como inevitable y también fue alentado por la legislación.
     
    Sin embargo, la estrechez del mercado no se debió al hecho de que el metal es raro. En cambio, fue porque la exploración comercial de las reservas lleva tiempo. Además, a menudo ocurre en partes del mundo sin la infraestructura lista para aumentar rápidamente la producción.
     
    Pero cuando las ventas de nuevos vehículos eléctricos se desaceleraron en China a fines del año pasado y principios de este año, el mercado del litio se desplomó. Además, los informes de una cadena de suministro con exceso de existencias se sumaron a la abrumadora sensación de que la burbuja había estallado.
     
    Los precios del litio tienen potencial alcista
     
    Pero, en verdad, los fundamentos del mercado siguen siendo sólidos. En todo el mundo, la nueva legislación continúa impulsando la adopción de vehículos eléctricos y el despliegue de infraestructura de carga. Aunque el mercado no es lo suficientemente rápido como para que este escritor haga el cambio, la dirección del viaje es bastante clara. Es solo el marco de tiempo lo que permanece abierto al debate. Además, es ese marco de tiempo el que determinará la recuperación del litio.
     
    En el momento de escribir este artículo, los precios ya han comenzado a recuperarse. De hecho, el servicio de informes de MetalMiner indica que los precios al contado subieron más del 10 % con respecto al mes pasado en China. Además, los precios volvieron a subir en mayo a pesar de que se espera que la nueva oferta entre en funcionamiento el próximo año.
     
    Sin duda, la demanda está recibiendo un impulso de una sólida recuperación de la producción de vehículos eléctricos en China y los informes de que la reducción de existencias de la cadena de suministro está llegando a su fin. Mientras tanto, los productores fuera de China están más protegidos del mercado al contado, con acuerdos a más largo plazo que los aíslan de los diversos picos y valles. Además, los productores continúan viendo precios de contrato significativamente más altos este año que hace un año. 
     
    Si bien el contrato de litio de CME tuvo un comienzo lento, ahora está ganando terreno. Además, eventualmente debería lograr suficiente liquidez para brindar una oportunidad de cobertura. Esto reducirá a los productores, los consumidores y el creciente mercado comercial de productos de litio de los extremos más salvajes del precio al contado chino.
     
    Mientras tanto, las historias sobre la caída de los precios del litio han sido muy exageradas. Claro, los precios de los contratos al contado ya tiempo verán cierta volatilidad este año. Sin embargo, la reanudación del mercado alcista permanece en las cartas.
     
    Por AGMetalminer.com
  • ¿Por qué las empresas mineras están frenando operaciones en Colombia?

    Las dificultades de orden público y la reforma tributaria aprobada el año pasado han impulsado a algunas mineras a frenar operaciones en Colombia.
    Hay por lo menos cuatro empresas mineras que ya frenaron operaciones en Colombia. Así lo reveló el presidente de la Asociación Colombiana de Minería (ACM), Juan Camilo Nariño, quien aseguró que el sector está en alerta ante los millonarios recursos que están en juego.
     
    De acuerdo con Nariño, el cese de operaciones se debe a las dificultades de orden público que se han dado en el último año y la incertidumbre que se ha generado para ejecutar las inversiones.
     
    Aunque desde el gremio no se dieron nombres en una rueda de prensa con periodistas, Portafolio reveló que se trata de Fortescue Metals, Royal Road, Agnico Eagle y Barrick Gold, quienes podrían devolver sus títulos a la Agencia Nacional de Minería solicitando la terminación de los mismos.
     
    Nariño indicó que otro de los ejes que ha incidido en esta toma de decisiones es el golpe que ha generado la reforma tributaria que se aprobó al final del año pasado. Aseguró que este año, el sector minero debe pagar $15 billones de regalías, tres veces más que el año anterior.
     
    De hecho, de este total, entre $2,5 billones y $2,7 billones corresponden a las contribuciones adicionales que los contratos tienen y las cláusulas de precios altos, indicó el líder gremial.
     
    “Lo que se va a aplicar el próximo año en épocas de precios bajos del carbón va a comprometer los ingresos de la nación. Colombia no va a ser atractivo para producir esos minerales, en particular el carbón”, explicó Nariño.
     
    Estas declaraciones se dan luego de que esta semana la minera china Zijin-Continental le pidiera al Gobierno Nacional una “intervención inmediata” en la mina de Buriticá, de su propiedad y ubicada en el departamento de Antioquia. El motivo: los constantes ataques que sufre, que han dejado dos muertos y más de 14 heridos.
     
    La intervención en Buriticá, la mina subterránea de oro más importante de Colombia, es “urgente” tras los ataques, aseguró la compañía en un comunicado en el que pidió que las autoridades verifiquen “la actual situación en la zona”.
     
    Según Zijin-Continental Gold, el lunes de esta semana uno de sus colaboradores “resultó herido tras haber sido alcanzado por un disparo” y este martes ocurrió “un nuevo hecho delictivo en uno de los túneles de la mina de Buriticá”, en el que fue incendiado un vehículo robojet Alpha 30 y sufrió daños un camión.
     
    Por Forbes Colombia
     
  • ¿Qué tan convenientes es vender gasolina a precios diferenciales?

    La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, manifestó que el Gobierno estudia esta medida frente al alto costo de la tarifa del combustible.
    Este domingo, tras finalizar las reuniones del Gobierno colombiano en su gira por Portugal, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, manifestó que se revisará la metodología con la cual se fija el precio de la gasolina en Colombia, porque “la forma en la que está construida hace que toda la gasolina se valore con el precio internacional”. 
     
    Además, la funcionaria dijo que se contemplan precios diferenciales del combustible para no subsidiar a grandes consumidores.
     
    Según la Ministra Vélez, ya se instalaron mesas técnicas con el Ministerio de Hacienda y Ecopetrol, para hacer una revisión integral en busca de reducir el costo del combustible en el país.
     
    Sin embargo, varios expertos han manifestado su preocupación por esta medida que resultaría inconveniente, pues traería males más graves  como problemas de desvíos y contrabando. 
     
    Además advierten que crear una tarifa diferencial en el precio de la gasolina, significaría en la práctica, un sacrificio de impuestos.
     
    "Fijar un precio de la gasolina inferior al internacional equivale a sacrificar recaudo tributario y es incoherente con la agenda de sostenibilidad ambiental. No tiene ningún sentido subsidiar el consumo de un combustible fósil", dijo Luis Fernando Mejía, director de Fedesarrollo, tras el anuncio de la ministra.
     
    Por su parte, Tomás Gónzalez, exministro de Minas y Energía y director del Centro Regional de Estudios de Energía, dijo que vender la misma gasolina a diferentes precios podría estimular el contrabando como ocurre actualmente en zona de frontera, con múltiples consecuencias económicas y sociales. 
     
    Agrega que aunque subir el precio de la gasolina es impopular, es necesario hacerlo "porque nos estamos gastando demasiada plata en subsidios a los combustibles, plata que necesitamos para temas sociales mucho más urgentes", dijo González, en una entrevista en Caracol Radio. 
     
    A quien tampoco le suena la propuesta planteada por la ministra Vélez de cambiar la fórmula de la gasolina es al exministro de Hacienda José Antonio Ocampo, pues esto sencillamente le traería menos utilidades a Ecopetrol.
     
    Así mismo, el ministro de Hacienda Ricardo Bonilla sostuvo que las propuestas sobre los precios de la gasolina deben girar en torno a tres ítems: mantener la sostenbiilidad fiscal del país, mantener los ingresos que se reciben de Ecopetrol y sostener la estabilidad financiera de Ecopetrol.
     
    Ante eso pidió calma y que se evalúen las propuestas bajo los tres criterios antes mencionados.
     
    "Es necesario que evaluemos, entre Ministerio de Minas, Ministerio de Hacienda, Ecopetrol y la Comisión de la Regla Fiscal, la composición de precios del combustible y cómo está la caracterización de los subsidio (...) El objetivo es que hagamos mesas técnicas y que de ahí salgan varias propuestas para ver cuáles se pueden implementar", aseguró Bonilla.
     
    Por PORTAFOLIO
  • '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.
  • 'Sin reservas de hidrocarburos, transición energética peligra': USO

    César Loza, presidente de la Unión Sindical Obrera (USO), aseguró que con nuevos contratos de exploración es posible cumplir con la transición.
    En el sector de energía e hidrocarburos se prendieron las alarmas ante la preocupación de una posible pérdida de la autosuficiencia de estos recursos para el país.
     
    Frente a esta situación, César Loza, presidente de la Unión Sindical Obrera (USO), en una entrevista para EL TIEMPO, se unió al llamado que se está haciendo desde diferentes sectores al Gobierno para que se ejecuten nuevos contratos que permitan seguir con la exploración y producción de hidrocarburos en Colombia.
     
    Gas natural
     
    El líder de la USO, sindicato afín al gobierno Petro, mencionó que la no autosuficiencia traería consecuencias negativas para el empleo y la economía de las regiones en donde se producen hidrocarburos y gas natural.
     
    "Colombia debe garantizar la autosuficiencia y soberanía energética. Si se tienen reservas para 7,5 años en petróleo y 7,2 años en gas, deben prenderse las alertas porque en el país debemos tener en cuenta que 10,5 millones de hogares cocinan con gas natural, tres millones de usuarios con gas de pipeta y entre el 65 y 70 % de la industria requiere de este combustible", mencionó Loza.
     
    De igual forma, el presidente del gremio menciono que si el país se ve obligado a hacer importaciones, puede significar que un incremento de cuatro o cinco veces del valor de este recurso gas para los hogares.
     
    Petróleo
     
    Frente a la producción de petróleo, Loza asegura que, a la fecha, se están produciendo entre 430.000 y 450.000 barriles de crudo al día, por lo que, en caso de que el país ya no tenga la autosuficiencia, había que tomar una de dos decisiones.
     
    1. "Importar los crudos para cargar las refinerías, pero traerlo desde el puerto hasta Barrancabermeja incrementa su costo entre cinco y seis dólares por barril, lo cual haría inviable el negocio".
     
    2. "Que se importen los refinados para suplir el suministro en el interior del país y eso tendría una consecuencia negativa sobre la economía local de Barrancabermeja, del departamento de Santander y sobre el empleo que genera la refinería porque no se van a requerir los mismos trabajadores".
     
    Ante este panorama, Loza asegura que es importante que se garantice la autosuficiencia energética y, para eso, tiene que ser prioridad buscar más reservas.
     
    Transición energética
     
    Según el presidente de la USO, se necesitan tres elementos para desarrollar la transición energética para el país.
     
    1. Voluntad política: "creo que en Colombia todos la tenemos, la tienen los trabajadores, los empresarios y el Gobierno Nacional".
     
    2. Recursos potenciales: "energía eólica, solar, geotérmica y mareomotriz, además del gas natural, que es el combustible de la transición energética".
     
    3. Recursos económicos: "Desde la USO consideramos que esos recursos tienen que salir de las mismas ganancias que produce la industria del petróleo y el gas".
     
    (Dinamarca se suma a Colombia en su transición energética).
     
    De igual manera, el presidente de la agremiación aseguró que la industria del petróleo y el gas natural tiene que conectar con la transición en pro de conseguir más recursos: "Consideramos que se debe definir una curva básica de producción de hidrocarburos en el país y lo que se produzca de ahí hacia arriba, ya sea por recobro mejorado o por nuevos yacimientos, tiene que generar unos recursos para hacer la transición energética".
     
    Por Portafolio
  • "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.
  • "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.
  • "Los precios del acero desde finales de 2022 entraron en una posición de ir a la baja"

    El presidente de Acesco, Felipe González, habló sobre el ciclo de precios que vivió la industria y destacó la capacidad exportadora que tiene la compañía desde Colombia.
     
    La importancia de la utilización de sus materiales para diversos sectores ha llevado a Acesco a desarrollar una campaña sobre la calidad y los atributos que tiene el acero colombiano. Por ello, Felipe González, presidente ejecutivo de Acesco, habló con LR sobre los objetivos de esta iniciativa, la producción de este material para el sector de la construcción, que representa 80% de las ventas de la compañía, y la expectativa que tienen sobre las exportaciones que realizan a los países vecinos y Estados Unidos.
     
    ¿En qué consiste la campaña “La calidad va por dentro”?
     
    En esta campaña queremos que nuestro público pueda establecer de una forma más clara la diferencia entre un producto de calidad de producción nacional en comparación con las ofertas con las que competimos en el mercado, pero que son de baja especificación y que se intentan vender tratando de homologar con los productos nuestros. Esa es la esencia de la campaña. Partimos del hecho de que la calidad de un producto es fruto del talento humano y del talante generador de empleos de calidad en el país.
     
    ¿Cómo se han comportado los precios del acero?
     
    Los precios del acero desde finales del año pasado entraron en una posición hacia la baja. Recordemos que cuando sucedió la pandemia en 2020, y tras el inicio de la reactivación de la industria a nivel global, se generó un desbalance muy fuerte entre la oferta y la demanda, con una demanda inusual sobre todo en los países del primer mundo, que tuvieron muchos estímulos para la economía, que se tradujeron en compra de bienes de uso duradero. Eso generó una demanda atípica del acero.
     
    Entonces, este sector tiene siempre estos comportamientos cíclicos donde hay una zona de crecimiento y luego de corrección. Normalmente, esos ciclos se dan en periodos de hasta seis meses y las correcciones uno las ve rápido.
     
    La pandemia lo que hizo fue un súper ciclo, que se tardó prácticamente dos años. El acero llegó a costar el doble de lo que cuesta hoy, es decir, el acero base llegó a costar más de US$1.000, cuando su precio regular está entre US$500 y US$600. Hoy estamos en ese ciclo de bajada de los precios del acero, que creemos está llegando a niveles de estabilización.
     
    ¿Cuáles son los sectores que más demandan los productos de ustedes?
     
    Más o menos 80% de lo que fabricamos va directamente a la construcción, ya sea en materias primas que utilizan otras empresas para generar productos para la construcción. Por ejemplo, nosotros vendemos lámina galvanizada que se utiliza para todos los sistemas de aire acondicionado, además de productos directos como tuberías, cubiertas para fachadas, o en lámina galvanizada y lámina prepintada que se utiliza para productos que se terminan en la construcción.
     
    ¿Cuál es la capacidad de producción de Acesco?
     
    La principal planta está en Malambo, en Atlántico. Tenemos dos plantas de producción, con más de 80.000 metros cuadrados. Somos el principal importador de acero laminado en caliente de Colombia y de los principales países de Sudamérica. Nuestro volumen de operaciones está en alrededor de las 250.000 toneladas al año. Nosotros exportamos a todos los países vecinos y a Centroamérica, El Caribe y a Estados Unidos. Nuestras exportaciones pueden representar 10% de las ventas al año.
     
    ¿Piensan en más países?
     
    Sí, nuestra estrategia de exportaciones es una de las razones por las que estamos en Barranquilla para acceder fácil a la materia prima y a los mercados de exportación de el Caribe, la Florida, Texas y Centroamérica. (...) Esa estrategia es importante para nosotros, ha variado en el tiempo porque obedece también a condiciones internacionales como (el acuerdo sobre) la sección 232 de EE.UU., que básicamente nos saca del mercado, pero tenemos un mercado de cerca de 35.000 toneladas anuales de exportación. Vendemos en Venezuela, Bolivia, Ecuador, Panamá y en menor medida a islas del Caribe.
     
    Por Diego Ospina para LaRepública.
  • "No hemos determinado que haya funcionarios involucrados en el caso de robo de petróleo"

    El presidente de Ecopetrol Ricardo Roa aseguró que no fue informado en el empalme del caso sobre el contrabando de crudo.
    Ricardo Roa, actual presidente de Ecopetrol, se refirió al escándalo por el robo y tráfico de petróleo que defraudó alrededor de $400.000 millones en hidrocarburos a la estatal petrolera.
     
    Roa aseguró, en entrevista con La FM, que no hay evidencia de que haya ningún funcionario de Ecopetrol involucrado en este entramado, según lo que se ha encontrado en las auditoría diarias que realiza la compañía internamente.
     
    Cabe señalar que en las últimas horas el ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, insinuó que la administración pasada estuvo involucrada en este entramado criminal que afectó las finanzas de Ecopetrol.
     
    "Significa que involucra, no a la nueva administración, sino a la que estaba y que la nueva administración es la que lo está descubriendo”, apuntó el ministro Bonilla cuando se le consultó sobre este caso.
     
    Al respecto, el presidente de Ecopetrol dijo que "no sé qué información tenga disponible el ministro de Hacienda. La que yo tengo internamente es que, hasta ahora, no hemos logrado, con nuestras auditorías, determinar que haya funcionarios internamente involucrados. Seguimos haciendo las auditorias permanentes a diario".
     
    Roa también aseguró que no fue informado sobre este caso en el empalme que hizo con la administración anterior que estaba a cargo del expresidente Felipe Bayón.
     
    "Debo admitir que no. Durante el proceso de empalme, yo no fui informado de esa situación. Simplemente, ya cuando empiezan los medios hacia junio a sacar estas informaciones, con sus unidades investigativas, ahí es donde empezamos a enterarnos y yo personalmente me entero así", aseguró Roa en La FM.
     
    Agregó que solo se le informó de los aspectos más relevantes de la compañía y confirmó que esta investigación se venía construyendo desde abril de 2021, que fue cuando la Dijin empezó a solicitar información y el apoyo permanente de Ecopetrol.
     
    Por Brayan Becerra para LaRepública.
  • “Actualmente, la producción de la Refinería de Cartagena es 210.000 barriles por día”

    Herman Galán, el presidente de Reficar, aseguró que el año pasado se aumentó la capacidad y el Ebitda fue de US$967 millones.
    El presidente de la Refinería de Cartagena (Reficar), Herman Galán, estuvo en entrevista con La República durante el XXV Congreso Andesco. El directivo compartió los datos de operación de la compañía y habló del reciente fallo a favor luego de siete años de proceso.
     
    ¿Cómo va la operación de la Refinería de Cartagena?
     
    La capacidad de la Refinería era de 150.000 barriles por día, pero el año pasado interconectamos la refinería original, que es de 200.000 barriles. La producción hoy está cerca de 210.000 barriles, eso implica más combustibles para Colombia.
     
    ¿Cómo le fue a Reficar durante el año pasado?
     
    El año pasado tuvimos un Ebitda de US$967 millones y una utilidad neta de US$499 millones. Y este año, con los márgenes, y sobre todo porque tenemos una capacidad para producir más gasolina y más diésel, estaremos cerrando el año con una cifra parecida.
     
    ¿Cómo ven el alza y la importación de gasolina?
     
    Colombia no es autosuficiente en gasolina y así lo ha dicho el Presidente. El país está importando entre 40.000 y 50.000 barriles diario. La costa sí es autosuficiente en gasolina, pero el interior del país no lo es. Entonces, como la fijación de precios de los combustibles de basa en el Golfo de México, está sujeto a esos temas, por eso el Gobierno está con la política de aumentar para cerrar la brecha del Fepc.
     
    ¿Y eso afecta a la Refinería?
     
    La posición estratégica de la Refinería implica que, si Colombia no lo demanda, siempre hay alguien en el mundo que está dispuesto a comprar nuestros combustibles, nos pasó en la pandemia que no hubo demanda porque la gente estaba en la casa, entonces, todo lo exportamos.
     
    Nosotros claramente estamos acá para suministrar y dar abastecimiento al país, pero si Colombia llega a ser sedentario en el consumo podemos exportar a otros mercados.
     
    ¿Cuál es la apuesta en combustibles limpios?
     
    La gran apuesta es de 204 megavatios de energías renovables, esto es fotovoltaico, eólico y estamos mirando biomasa. En segundo lugar, 10 millones de pies cúbicos por día de hidrógeno verde. Y estamos pensando en hacer metanol, que es capturar el CO2 de la biomasa y de nuestra refinería que produce hidrógeno gris para que se convierta en azul.
     
    ¿Cuál es la apuesta en hidrógeno de la compañía?
     
    Esperamos que Colombia no necesariamente lo exporte, sino que lo consuma, pero si el país no está listo para consumirlo, mercados como Alemania están listos para recibirlo. Esperamos que entre 2025 y 2026 tengamos esta unidad, porque se requiere capacitar el talento y la infraestructura en la cadena.
     
    ¿El monto del falló entrará directo a Reficar?
     
    El dinero entrará directamente a Reficar. El fallo no es definitivo porque está en un periodo donde se pueden pedir correcciones o aclaraciones de forma, pero no se afectará el monto de US$1.000 millones más intereses.
     
    Los más importante es que esto le dice la verdad de lo que ocurrió a los colombianos y es una magnífica noticia. Pasamos de ser el mayor escándalo, al mayor éxito empresarial en la historia de Colombia.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública. 
  • “El Gas LP es el combustible llamado a reemplazar la leña”, Alejandro Martínez, presidente de GASNOVA

    El presidente de la Asociación Colombiana del GLP – GASNOVA, gremio que reúne a las compañías que distribuyen el 74% del Gas LP en el país, analizó los resultados del Plan Nacional de Sustitución de Leña – UPME (diciembre 2022), que concluyó que el GLP es la principal solución energética para que 1,3 millones de hogares dejen de utilizar combustibles altamente contaminantes como la leña. 

    El documento señaló que el beneficio económico estimado total para la sociedad colombiana por sustitución de leña por combustibles limpios como el Gas LP es de $925 mil millones al año.

    Bogotá, jueves 13 de abril del 2023. El Gas LP (también conocido como GLP, o gas en pipeta) es el energético limpio más eficiente y de más rápida aplicación, para sustituir leña en el país. A esta conclusión llegó la UPME (Unidad de Planeación Minero Energético, entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía), en el Plan Nacional de Sustitución de Leña que publicó en diciembre de 2022.  

    Este documento hizo un diagnóstico del consumo de combustibles de uso ineficiente y altamente contaminantes (CIAC) para la cocción de alimentos, y con base en criterios técnicos determinó para cada departamento del país cuáles son los energéticos más eficientes para reemplazar la leña, los deshechos y el carbón, utilizados para cocinar en 1’691.000 hogares (casi 6 millones de personas) ocasionando graves problemas respiratorios y la deforestación de 3.200 hectáreas de bosques y selvas cada año.  

    La meta para el año 2050 es lograr sustituir los combustibles contaminantes por energías limpias en 1`377.000 hogares. “Se estima que en Colombia anualmente se enferman 341.000 niños menores de 5 años y cerca de 453.000 mujeres adultas mayores de 30 años debido al uso de leña, con un valor económico estimado en $164.000 millones de pesos anuales”, señaló Alejandro Martínez Villegas, presidente de la Asociación Colombiana del GLP – GASNOVA, el gremio que reúne a las compañías que distribuyen el 74% del Gas LP en el país. 
     
    Durante el período del actual gobierno (2022-2026) se espera reemplazar los combustibles contaminantes en 159.000 hogares, de los cuales el 76,5% usarán Gas LP, al ser la solución más eficiente e inmediata. “Al final de la ejecución (2050), el GLP deberá ser la fuente limpia con mayor participación (37,1%) en la meta de hogares (1’377.000). Esto debe recogerse en el Plan Nacional de Desarrollo”, agregó el líder gremial, quien además destacó que “el beneficio económico estimado total para la sociedad por sustitución de leña corresponde a $925 mil millones al año”. 
     
    El presidente de GASNOVA lanzó al gobierno nacional cuatro propuestas relevantes, referentes al Gas LP, para incluir en el PND 2022-2026: “En beneficio de los 12 millones de colombianos que utilizan GLP, la mayoría pertenecientes a los estratos 1 y 2, proponemos que se amplie la cobertura de subsidios al GLP, se garantice la oferta nacional suficiente de GLP, se independice el precio máximo regulado de Ecopetrol de los precios internacionales del propano y el butano, y se elimine el monopolio de distribución de gas natural”, puntualizó Martínez Villegas. 
     
    Las 4 propuestas del GLP para incluir en el PND 2022-2026
     
     
    1.   Ampliar la cobertura de subsidios al GLP dado que el subsidio actual cobija únicamente 6 departamentos (estratos 1 y 2). El GLP es la solución inmediata a la pobreza energética. Las redes de distribución tardan en instalarse y el gas natural no es eficiente para muchas zonas donde el GLP en cilindros sí lo es. Mientras en 2023 al GLP le fueron asignados $80 mil millones en subsidios, la electricidad recibe $3 billones y el gas natural $989 mil millones.
     
    2.   Garantizar la oferta nacional suficiente de GLP dado que el producto importado es más costoso que el de precio regulado producido en el país. Se hace necesario garantizar la mayor cantidad de GLP nacional para abastecer el mercado, modificando el plazo de las ofertas con las que Ecopetrol comercializa este combustible, de manera que se pueda contar con contratos de suministro de por lo menos un año.
     
    3.   Independizar el precio máximo regulado Ecopetrol de los precios internacionales de propano y butano.
     
    4.   Eliminar monopolio de distribución de gas natural. Hacer ajustes regulatorios para garantizar que el GLP por redes pueda competir en los mercados de todos los municipios, controlando situaciones de monopolio por parte del gas natural, que se generan por asignación de tarifas en áreas en donde puede llegarse a no prestar el servicio, pero se hace imposible la penetración del GLP.
     
     
     
     
  • “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. 
  • ACM advirtió efectos de prohibir la deducibilidad de regalías y la sobretasa al carbón

    Según la asociación, sobretasa al carbón acentúa la inequidad y el exceso de carga tributaria y la capacidad contributiva del sector.
    La Asociación Colombiana de Minería (ACM) advirtió este martes sobre los efectos de prohibir la deducibilidad de las regalías del impuesto a la renta, uno de los artículos que promueve la reforma tributaria, aprobada el año pasado.
     
    Otro de los artículos que reclama la ACM es el artículo 10, que instaura una sobretasa al carbón en escenarios de precios altos.
     
    “Con la no deducibilidad de las regalías pierde el país, pierden las regiones y pierden miles de familias que dependen de la minería para su sustento. Es por esto que, desde el sector minero hemos solicitado a la Corte considerar las razones señaladas y declarar la inconstitucionalidad de las medidas dado que afectan la viabilidad de una industria de la que se benefician todos los colombianos”, aseguró la ACM en un comunicado.
     
    De acuerdo con la ACM, la reforma tributaria sobrepasa la capacidad contributiva de las empresas mineras volviéndolas inviables en escenarios de precios promedios. Esto podría “comprometer el recaudo de mediano plazo y el gasto social, ya sea por el ajuste de los planes de producción o por el cierre de operaciones, asociado a una mayor carga tributaria”.
     
    La asociación mencionó, por otro lado, que prohibir la deducibilidad de regalías, desconoce su noción constitucional como una “contraprestación”, de acuerdo con lo establecido en los artículos 360 y 361 de la Constitución Política, pues las regalías son un recurso público, que hace parte del patrimonio del Estado.
     
    En caso de aprobarse, según la ACM, Colombia se ubicaría como el único país del mundo que no admite la deducibilidad de las regalías.
     
    “No deducir las regalías comprometería la viabilidad de muchos proyectos. Por ejemplo, en una operación de carbón esta sola medida incrementa la Tasa Efectiva de Tributación (TET) de 88,1% (en promedio) a 142,8%. Eso significa que el impuesto capturará la totalidad de las utilidades del proyecto”, dijo ACM en un comunicado.
     
    Por otro lado, la ACM explicó que la sobretasa al carbón acentúa la inequidad y exceso de carga para el sector carbón en términos de capacidad contributiva.2 Además, es una norma que no cumple el principio de certeza tributaria establecido en el artículo 338 de la CP, pues contiene elementos que generan altas dudas y admiten múltiples interpretaciones, lo cual genera inseguridad jurídica”, indicó la ACM.
     
    Por Roberto Casas para LaRepública.
  • ACM proyecta una producción de 71,9 millones de toneladas de carbón para 2023

    El carbón térmico es el de mayor participación en las exportaciones con 64% y Europa se mantiene como el principal comprador.
    La Asociación Colombiana de Minera anunció que las exportaciones mineras presentaron un crecimiento de 32% durante el primer trimestre de 2023 contra el mismo periodo del año pasado, esto se debe a las condiciones climáticas favorables en las regiones de extracción.
     
    En cuanto a producción de carbón, se espera que crezca en 10% en relación con el año pasado, cuando fueron 64,9 millones de toneladas, es decir, se espera cerrar 2023 con producción de 71,9 millones.
     
    En cantidades de exportación, el carbón térmico creció en 9%, el carbón metalúrgico en 40%, el oro en 6%, el ferroníquel en 12% y el cobre en 39%.
     
    Se resaltó también que Europa continúa siendo el principal comprador de minerales colombianos con 44% de las exportaciones mineras del país. Además, el carbón térmico es el de mayor participación en las exportaciones con 64%.
     
    Por otra parte, se estima que la producción de oro legal va a disminuir. Mientras que "se espera que la minería ilegal se incremente este año derivado del precio y las dinámicas propias del mercado del oro", explicó Juan Camilo Nariño, presidente de la ACM.
     
    Otro punto de proyección es que la producción de cemento baje, lo que resulta golpeando a uno de los sectores más rezagados en los últimos meses, "la economía va a sufrir si no se incentiva el sector de vivienda y construcción y eso tendrá efectos en una gran cantidad de trabajadores colombianos", agregó Nariño. Complementó que este sector dinamiza la economía e hizo un llamado al Gobierno Nacional para poner foco en este sector.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
     
  • Actividad de perforación petrolera cayó 19% en abril

    De acuerdo con el informe de Campetrol, se perdieron unos 16.000 empleos por cuenta de esta reducción de la actividad.
    Campetrol, gremio de bienes y servicios petroleros, reportó que la actividad de taladros en el país ha venido en continuo descenso y en abril esta tendencia se mantuvo. De acuerdo con su reporte, para este mes hubo 126 taladros activos en el territorio.
     
    Esto es una caída de 19% frente al informe de noviembre que evidenció 155 taladros operando. No solo se ha reducido el número de equipos, sino que además esperan que otros siete dejen de perforar en julio, con lo que ese mes estarían operativos 119.
     
    De las 126 máquinas operativas en abril, 40 de ellas corresponden a perforación y 86 a reacondicionamiento. 
     
    "La razón de esta disminución se puede asociar directamente con la finalización de proyectos y contratos en los departamentos de Meta, Santander, Casanare y Putumayo", dice el informe.
     
    Cabe recordar que en semanas pasadas, algunas compañías petroleras han anunciado que están terminando contratos y saliendo de estos. Tal es el caso de Geopark, Emerald Energy, Frontera y ExxonMobil.
     
    El informe señala que esta menor actividad de los taladros trae consigo un impacto en empleo. Los cálculos de la agremiación son que se perdieron unos 16.000 empleos,  de los cuales 2.452 fueron directos y 13.475 indirectos.
     
    ​El documento también señala que la producción preliminar de petróleo durante el mes de abril de 2023 alcanzó los 782.900 barriles de petróleo por día (Bpd), evidenciando un crecimiento de 4,2% frente al mismo periodo de 2022.
     
    Por Portafolio.
  • 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.
  • 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: Los petroleros están “raspando la olla”

    La crisis climática se soluciona dejando de “extraer petróleo, carbón y gas”, señaló el presidente Gustavo Petro en el Foro Indígena de Naciones Unidas.
    Este discurso llevó a que la exministra de Minas y Energía, Irene Vélez, señalará que no se firmarán nuevos contratos de exploración y producción de hidrocarburos.
    A esto se suma que con la entrada en vigencia de la reforma tributaria, sacar petróleo es menos rentable.
     
    Los efectos de esta política se ven en las decisiones de inversión de los privados, de acuerdo con un análisis de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP).
    Según el gremio, este año habrá una menor inversión por parte de las compañías privadas en exploración, que caerá 33%.
    De esta forma, en total serán US$1.240 millones los que estarán destinados a esta actividad y solo las compañías privadas recortaron en US$170 millones sus recursos para este rubro, explicó la ACP.
     
    En contraste, los recursos destinados para la producción incrementarán 6%.
     
    Francisco José Lloreda, presidente del gremio, apuntó que eso se debe a que las empresas están buscando acelerar el cumplimiento de sus obligaciones contractuales.
     
    De acuerdo con Luis Guillermo Acosta, director ejecutivo de Acipet, este incremento en los recursos de producción muestran una intención por parte de las compañías de producir lo que ya tienen seguro, en vista de que a mediano y largo plazo no hay certeza de las determinaciones que pueda tomar el Gobierno.
     
    El riesgo de que no se firmen nuevos contratos es que el país puede dejar de ser autosuficiente en el abastecimiento de combustibles líquidos.
     
    Señaló que hay 175 contratos en términos efectivos para desarrollar estos recursos de hidrocarburos y el éxito en los procesos exploratorios es de entre 13% y 15%, por lo que los recursos pueden ser incapaces de garantizar la autosuficiencia.
     
    Por Portafolio.
     
  • ANH busca ampliar las fechas de exploración de contratos petroleros

    Con esto esperan reactivar los más de 30 contratos que se encuentran suspendidos.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) publicó a comentarios un proyecto de acuerdo mediante el cual pretende ampliar los plazos contractuales de las fases exploratorias de los contratos petroleros.
     
    Esta publicación se da después de que en entrevista con Portafolio la presidente de la entidad, Clara Liliana Guatame, señalara que están buscando mecanismos para incentivar la exploración en los contratos que ya están firmados.
     
    “Hemos analizado varios puntos, algunos de ellos desde el punto de vista de incentivos a las que continúen su actividad exploratoria. (...) Nuestro interés es que la exploración continúe, potencializar los contratos vigentes y apoyar a las compañías que lleven a cabo su actividad”, afirmó Guatame.
     
    El documento contempla la extensión de los plazos en las fases de exploración, “programa exploratorio posterior o programa de evaluación terminados con declaración de comercialidad, en donde no se haya formalizado la devolución de áreas”, explicó Hernando Castro, gerente de Castro Nieto Abogados.
     
    Este proyecto también contempla la modificación del área en casos de fuerza mayor o de imposición de restricciones ambientales, inconvenientes en procesos de consulta previa, conflictividad social o problemas de seguridad que impidan la ejecución de operaciones.
     
    Con esto esperan reactivar los más de 30 contratos que se encuentran suspendidos.
    Este documento estará para comentarios hasta el próximo 9 de junio.
     
    PORTAFOLIO
  • ANH estudia incentivos para los contratos petroleros parados

    Clara Guatame, presidenta de la ANH, reveló que, en caso de retornar rondas para hacer exploración nueva, el foco será en áreas con potencial de gas.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos presentó su informe de recursos y reservas, en él se evidencia que el índice de vida de petróleo y gas tienen caídas. En el caso del petróleo, este cayó a 7,5 años y en gas a 7,2 años. En términos de volumen, en gas las reservas son 11% inferiores y en petróleo son 1% mayores.
     
    Al respecto, Clara Liliana Guatame explicó que hay factores como la menor reinyección de gas en los pozos que están explicando este hecho para el gas y en caso de petróleo la conexión de pozos impulsó el ligero incremento.
     
    Con respecto a la viabilización de contratos que se encuentran suspendidos, afirmó que evalúan posibilidades como incentivos para las compañías que retomen las operaciones. Así mismo, en caso de que se dé vía libre a una nueva ronda para asignación de contratos, la entidad está lista para hacerlo.
     
    El hecho de que factores económicos sean unos de los que más impulsaron el incremento de reservas en volumen de petróleo, ¿qué significa para este año que estamos viendo una baja en precios?
     
    Este es un incentivo para producir hidrocarburos. Tenemos que ver cómo se comporta la economía este 2023. En lo corrido del año sí hemos visto una tendencia a la baja, pero no es el único factor que está explicando los resultados de reservas. Hay cinco temas que funcionan de forma articulada para que se tome una decisión del desarrollo de los campos.
     
    La caída del índice de vida de gas fue muy pronunciada. ¿Qué fue lo que más incidió?
     
    Algunos campos dejaron de reinyectar gas, entonces lo que no se reinyecta es consumido y al no haber un ciclo de inyección para mantenimiento de presión. En Cusiana y Cupiagua, donde siempre se ha hecho, en este momento no se está haciendo para responder al consumo nacional. Cuando no se reinyecta gas, lo que pasa es que el agua entra y baja el volumen de reservas. Esto fue lo que pasó.
     
    En el caso de las reservas probables y posibles (2P y 3P). ¿Cuál es su índice de vida?
     
    Nosotros manejamos solo las reservas probadas. En este caso solo pusimos las probadas. Estas otras tienen un menor porcentaje de probabilidad de extraerse, de 50% y 10% respectivamente para las probables y las posibles, por lo que es muy poco las que pasan a probadas, porque requieren de mucha inversión y mayor desarrollo para sacarlas. Por esto, al hacer el informe de recursos y reservas se mira cuánto pasó a las probadas y es relativamente pequeño.
     
    Hubo un incremento en producción y explicaron que eso daba calma con respecto al Marco Fiscal de Mediano Plazo. ¿Qué explicó este hecho? ¿Fue puramente un tema económico?
     
    Hubo unos campos que entraron en producción, como CPO5 y el pozo Índico, que son de unos 3.000 a 3.500 barriles cada uno. Hubo un pozo pequeño que perforó Ecopetrol en Cupiagua de cerca de 4.500 barriles y uno de Cosecha en Caño Limón que también elevó la producción.
     
    ¿Cuántos contratos han entrado en trámite de suspensión y de terminación?
     
    Hasta el momento van seis contratos que están suspendidos este año y tres que han entrado en trámite de terminación.
     
    Son 35 contratos que están suspendidos. Pero hay que entender que este es un tema muy fluctuante, porque puede reiniciar su proceso de exploración o definitivamente pedir una terminación.
     
    ¿Cómo han sido las conversaciones con las empresas y los avances para viabilizar los contratos suspendidos?
     
    Tenemos comunicación directa con las compañías y tenemos el compromiso de escucharlas y viabilizar de mejor forma la actividad que desarrollan. Tenemos un proyecto de estrategia territorial que se enfoca en los contratos y sus causas de suspensión para trabajar en pro de levantar estos factores que permitan que el contrato continúe.
     
    También llevamos un tiempo analizando cómo se puede potenciar la exploración de los contratos que tenemos vigentes y qué estrategias podemos utilizar. Hemos analizado varios puntos, algunos de ellos desde el punto de vista de incentivos a las que continúen su actividad exploratoria. Próximamente, lo daremos a conocer, pero estamos trabajando en esto porque nuestro interés es que la exploración continúe, potencializar los contratos vigentes y apoyar a las compañías que lleven a cabo su actividad.
     
    Ahora que se habla de no otorgar nuevos contratos de exploración y producción y una de sus funciones es promocionar la exploración. ¿Qué ha pasado con esta área y esta función?
     
    Sí, al interior hay una vicepresidencia que se encarga de la promoción de áreas, pero en este momento estamos enfocados en potencializar lo que tenemos ya asignado. Entre todos estamos estructurando esta línea de trabajar en pro de nuestra función con los contratos vigentes.
     
    En caso de que se le permitiera la entrega de nuevas áreas para exploración y producción, ¿tienen áreas ya mapeadas que podrían salir a una ronda?
     
    Esa es una función primordial de la Agencia y nosotros no dejamos de hacer lo que debemos hacer. Tenemos una vicepresidencia técnica cuyo trabajo es evaluar el potencial de algunas áreas.
     
    De hecho, ya tenemos unas áreas clasificadas y ahora estamos enfocados mucho en gas entonces tenemos un análisis de cómo impulsarlo en el Piedemonte, estamos viendo lo que está pasando en el offshore y en el Valle Inferior del Magdalena.
     
    Por Daniela Morales Soler para Portafolio.
  • 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.
  • Argentina está ‘ad portas’ de un hito en ingeniería de petróleos

    Este martes empezó el llenado de un gasoducto de 573 kilómetros que le evitará al país importaciones por US$1.700 millones.
    Este martes, Argentina comenzó el llenado de un nuevo gasoducto de gas natural que marca una gran hazaña en infraestructura que podría ahorrarle al país miles de millones de importaciones de energía en medio de una grave escasez de dólares.
     
    El gasoducto, que lleva por nombre Néstor Kirchner (expresidente argentino), tardará unos 20 días en llenarse completamente y tiene una extensión de 573 kilómetros: desde la remota región de la Patagonia hasta las ciudades y centros industriales de Argentina en el este. Fue desarrollado por la empresa estatal Energía Argentina S.A.
     
    El ministro de Hacienda, Sergio Massa, quien supervisó los últimos meses del proyecto, elogió la inauguración como una gran oportunidad de ahorro. Su ministerio proyecta que el gasoducto le ahorrará a Argentina más de US$1.700 millones en importaciones de gas este año y otros US$4.000 millones el año que viene.
     
    “Se trata de una inversión de casi 2.000 millones de dólares, con un 80% de componente nacional y la generación de 50.000 empleos entre directos e indirectos”, detalló Flavia Royón, secretaria de Energía de Argentina.
     
    Royón explicó que “el gas de Vaca Muerta es seis veces más barato que el que se importa”, por lo tanto, el incremento de los volúmenes internos implicará una ventaja competitiva directa para el sector industrial, en particular para región norte de Argentina.
     
    Precisamente, uno de los objetivos centrales del nuevo gasoducto es aumentar el volumen de evacuación de gas desde la formación no convencional de Vaca Muerta. Y además de reducir importaciones, Royón resaltó que “Argentina estará en condiciones de exportar crudo hacia países limítrofes”.
     
    Actualmente, la inflación anual en ese país supera el 114 %, se prevé que la economía entre en recesión este año y una aguda escasez de dólares estadounidenses en el banco central está avivando los temores de una devaluación del peso.
     
    Por El Espectador.
  • 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 gasolina más limpia que tendrá San Andrés desde julio

    Se tuvo que adaptar la infraestructura para mezclar los combustibles en la isla.
     
    San Andrés tendrá biocombustibles por primera vez. La isla, por dificultades de transporte que implica llevar los dos combustibles y mezclarlos, está exenta regulatoriamente de hacer mezclas.
     
    Actualmente, es obligatorio en el territorio nacional una mezcla de 4% de bioetanol en cada galón de gasolina y para el caso del diésel la mezcla es de 12% de biodiésel.
    Ahora bien, Chevron, distribuidora de combustibles en la isla, anunció que haría una inversión para que por primera vez los consumidores locales de gasolina tenga mezcla de 4% de bioetanol desde julio.
     
    Para lograr esto, la compañía tuvo que adecuar la infraestructura de la terminal de San Andrés, con inversiones por US$1,3 millones.
     
    De acuerdo con Alejandro Riveros, gerente de Asuntos Corporativos para Colombia y Centroamérica de la compañía, este trabajo incluyó obras de adecuaciones de tanque, sistemas de bombeo, facilidades para incluir en el buque el transporte de este producto especial, entre otras.
     
    Esto puesto que el combustible no puede llegar mezclado a la isla, sino que deben ser transportados cada uno por separado y una vez en San Andrés se procede a mezclarlos.
     
    Por el momento solo será en gasolina, explicó, puesto que se requerirán mayores partidas de recursos en el futuro. Actualmente, en la isla, el consumo de gasolina es de 360.000 barriles de gasolina regular y premium cada mes. En julio, cuando por primera vez se entregará la mezcla, se necesitarán alrededor de 14.000 galones de etanol en promedio al mes para cubrir la demanda local.
     
    “Es importante destacar que el combustible que recibirán los isleños, con etanol mezclado, será más amigable con el medio ambiente al tiempo que mantiene el buen rendimiento de los vehículos”, señaló Riveros.
     
    Con respecto a los impactos en emisiones del bioetanol, Carolina Rojas, presidente de Fedebiocombustibles, señaló que un galón de estos genera 73% menos de material particulado, con lo que ayuda a mejorar la calidad del aire.
     
    Derivado de esto hay también beneficios en salud, pues se disminuye la ocurrencia de enfermedades respiratorias.
     
    Ahora bien, a esto se suman las mejoras en el rendimiento de los vehículos, por el mayor octanaje que tiene en promedio. Adicionalmente Rojas señaló que se han demostrado algunas eficiencias en los motores que usan mayores mezclas de biocombustibles.
     
    Riveros llamó a que haya estabilidad en el suministro de los energéticos, en este caso etanol, con el fin de que la mezcla en la isla pueda ser constante y no se vea interrumpido.
     
    La mezcla de combustibles en el país
    En la actualidad, por reglamentación, la mezcla de etanol en la gasolina es de 4%. No obstante, la resolución 40447 de 2022 del Ministerio de Agricultura, ordenó un aumento gradual desde diciembre de 2023, para cuando la mezcla debería aumentar dos puntos porcentuales, para llegar a 6%.
     
    Además desde el primero de enero de 2024, vuelva a aumentar otros dos puntos hasta llegar a 8% y en febrero de 2024 vuelva a incrementarse otros dos puntos para llegar finalmente a 10%. La agremiación dijo que está en capacidad de responder a esa demanda.
     
    Por Daniela Morales Soler para Portafolio.
  • Así operaba la red Bunkering Imperio que contrabandeaba hidrocarburos a Ecopetrol

    La Fiscalía y la Dijin, los entes que llevan el caso, imputarán los cargos el 3 de octubre a 10 de las 17 personas que están en la lupa
    En los últimos días se han conocido más detalles del entramado ilegal que exportaba petróleo de contrabando y que robó a Ecopetrol cerca de $400.000 millones en hidrocarburos. El crudo colombiano, comercializado de manera ilegal, llegó hasta Singapur, Ámsterdam y puertos de Asia y Europa.
     
    Los implicados operaron mediante una estructura de captación ilegal de hidrocarburos llamada “Bunkering Imperio”, en ella trabajaron al menos 17 empresarios y 40 empresas que están en la lupa de la Fiscalía y de la Dijin.
     
    La operación comenzaba con el ELN, grupo armado que estaba encargado de robar el crudo del oleoducto de Caño Limón-Coveñas en el Norte de Santander y que pertenece a Ecopetrol.
     
    El petróleo también era extraído por medio de un modalidad llamada babacheo, con la cual hurtaban y contrabandeaban petróleo de Bolívar, Magdalena, Atlántico, Santander, Valle del Cauca, Huila, Cundinamarca y Tolima, todo esto, según revela la información, con maquinaria de Ecopetrol. Se apoderaban del crudo mediante la instalación de válvulas en un tramo del oleoducto Caño Limón -Coveñas. Esta sería la primera pista con la cual la Fiscalía inició la investigación en la que ya van capturadas, al menos, 14 personas.
     
    En Norte de Santander se coordinaba el traslado del producto por medio de camiones cisterna. Además, la razón por la cual no habían sido confiscados los medios de transporte es porque se transportaban con guías y documentos falsos, por lo cual, la Fiscalía también imputará a los detenidos los delitos de falsedad de documentos, concierto para delinquir, contrabando de hidrocarburos y receptación.
     
    “Las penas pueden ser de varios años, quizá décadas. Los delitos imputados y ahora acusados son de grueso calibre. El concierto para delinquir, contrabando de hidrocarburos y receptación son delitos que tienen penas muy severas. En caso de una condena podría estar por encima de los 18 años”, aseguró Fabio Humar, abogado penalista.
     
    El petróleo, que era vendido como si fuera legal, también era mezclado con crudo venezolano traído de contrabando. Cabe resaltar que dentro de la investigación tanto Ecopetrol como Cenit se declararon como víctimas. Hasta el momento, la policía logró imponer medidas cautelares sobre al menos 154 bienes que pertenecían a cuatro organizaciones criminales que estaban involucradas con el robo de crudo.
     
    Ecopetrol se pronunció y aseguró que este escándalo no es nuevo y que, además, ellos colaboran con la autoridades para controlar y perseguir el hurto de hidrocarburos. Agregaron que producto de este seguimiento ya han sido condenadas más de 400 personas, se ha ordenado la extinción de dominio de bienes y se ha logrado el desmantelamiento de organizaciones criminales dedicadas a este delito.
     
    Además, la Fiscalía y la Dijin, los entes que llevan el caso, imputarán los cargos el 3 de octubre a 10 de las 17 personas que están en la lupa de los entes investigadores. Este sería el comienzo formal en los procesos penales por los posibles delitos de apoderamiento de crudo.
     
    El abogado penalista Ricardo Burgos aseguró que las penas superan ampliamente los 18 años de cárcel y que además podría haber agravantes en la pena.
     
    “Veremos el agravante que podría ser el monto total porque dicen que son US$80 millones, pero al parecer se hacía un cálculo mensual de lo que se estaría defraudando a Ecopetrol. En ese total también el incremento aumentaría la posible pena a imponer”.
     
    Entre los implicados estarían Hernando Silva Bickenbach, quien fue señalado de ser el presunto eje principal de la distribución de crudo. La evidencia señala que el empresario tendría pleno conocimiento de que su empresa Niman Commerce S.A.S. no tenía autorización del MinMinas para la comercialización de crudos.
     
    No obstante, esta empresa está registrada como uno de los principales proveedores para Gunvor Group. Además, la Dijin también dijo que el petróleo comercializado era conocido como crudo Niman. Agregó que el crudo salió de la planta de Niman Petroworld e iba hacia puerto Boyacá sin que se contara con las autorizaciones oficiales.
     
    Otro de los implicados es Roger Gale Gutiérrez, directivo de Gunvor Colombia a quien señalan de introducir el hidrocarburo en el país a a través de C.I. La Operadora S.A.S. y fue señalado de diseñar la estrategia para evadir los controles de las autoridades para mover el petróleo ilegal.
     
    Por Alejandra Rico para LaRepública.
  • Así se reglamentaría el cierre y reconversión de pequeñas minas

    Esta resolución que salió a comentarios hace parte de las medidas para mineros que no puedan continuar ejerciendo la actividad.
    Los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente publicaron a comentarios un proyecto de resolución que reglamenta el cierre técnico gradual de pequeñas minas. Este documento hace parte de los compromisos de estas carteras definidos por la Ley 2250 de 2021 para la legalización y formalización.
     
    En esta Ley se definió que los mineros pequeños que tengan instrumentos ambientales y que estén cobijados por figuras de formalización y legalización, pero no puedan continuar con esta actividad, pueden optar por alternativas productivas.
     
    Por esto el Ministerio de Minas y Energía debía articular “las alternativas productivas, los procesos de formación, el fomento a microempresas y empresas familiares, emprendimientos que entre otros generen, clúster económico”.
     
    Para esto, las carteras determinaron que toda la asistencia técnica para el diseño, la capacitación y puesta en marcha del cierre y los procesos posteriores a este serán coordinados o bien por los Ministerios o por la Agencia Nacional de Minería en conjunto con las autoridades ambientales locales de cada jurisdicción.
     
    La propuesta señala que para el cierre técnico gradual se deben tener en cuenta los métodos de exploración usados por los mineros. Este Plan de cierre debe contener 14 ítems como mínimo; en primer lugar información de los antecedentes generales de la operación minera, estado de las obligaciones técnicas, jurídicas y ambientales derivadas de los actos administrativos. A renglón seguido se deberá presentar una recopilación del entorno, una fórmula de gradualidad, escenarios de cierre, análisis de las instalaciones, diseño de las actividades de cierre, que incluyan la estabilidad física, química y la rehabilitación paisajística.
     
    El séptimo punto que debe ser incluido son acciones frente a la señalización en el área de actividades; seguido de un desmantelamiento de instalaciones, desarme y retiro de equipos, que debe contemplar la eliminación o minimización de sustancias contaminantes.
     
    Con esto, el noveno paso sería el cierre de accesos, sellado y cercado de bocaminas, para posteriormente pasar a un programa de poscierre con seguimiento y control de riesgos identificados.
     
    También se deberá presentar un cronograma de actividades, la identificación detallada de los costos de implementación del Plan de Cierre, la formulación de las acciones de prevención y control necesarias en materia de seguridad y salud en el trabajo y por último las medidas de seguimiento para la implementación del cierre y el monitoreo de las actividades pos cierre.
     
    El proyecto de resolución propone que los recursos necesarios para este proceso provengan de la misma actividad minera; aunque la cartera de Minas podría organizar alianzas con organismos para obtener recursos.
     
    Según datos de la Agencia Nacional de Minería, en el país 60,7% de los títulos mineros del territorio nacional son de pequeña minería, con lo que esta iniciativa podría cobijar unos 4.500 títulos.
     
    Si bien este proyecto no contempla disposiciones para la articulación del Ministerio de Minas con otras entidades para la reconversión económica y productiva, la Ley 2250 sí se lo da en encargo.
     
    Según esta disposición, se deben generar las alternativas requeridas por las personas en este proceso para generar un clúster económico en aquellas zonas que decidan entrar a este proceso.
     
    Por Portafolio.
  • Asoenergía solicitó a MinMinas y Canacol solucionar suministro de gas en Córdoba

    El gremio indicó que la operación de uno de sus asociados, Cierro Matoso, en el sur del departamento se afectó por la coyuntura.
    La Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales, Asoenergía, se pronunció ante la restricción del suministro de gas, que fue anunciada el pasado 8 de agosto por Canacol Energy.
     
    Sandra Fonseca, directora ejecutiva de Asoenergía, hizo un llamado de urgencia al ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, y a la empresa Canacol Energy para dar solución a esta situación que afecta la productividad de diversas actividades de la industria nacional y sectores que dependen de este suministro.
     
    Según el gremio, una de las operaciones que recibieron mayor impacto es la de Cerro Matoso al sur de Córdoba, puesto que ejerce actividad minero industrial de forma continua 24 horas con dos hornos que no pueden apagarse y requieren suministro continuo para garantizar la integridad estructural.
     
    "Para el caso de Cerro Matoso, empresa afiliada a Asoenergía, no existe actualmente un sustituto del gas en su proceso minero-industrial. Aunque según informa Cerro Matoso, la empresa ha tomado medidas como la reducción del proceso productivo o la destinación de este tiempo para actividades de mantenimiento que estaban programadas para más adelante, la compañía tiene un riesgo en su operación que impacta el proceso, la integridad de su personal y en general los aportes que esta genera diariamente a la región y al país", indicó Asoenergía en un comunicado.
     
    Finalmente, el gremio hizo un llamado de urgencia al ministro de Minas y Energía y a Canacol Energy para dar solución a la situación que puede impactar la productividad de diferentes actividades de la industria nacional. "Esperamos que el Ministerio en coordinación con la ANH, la SSPD, la CREG y con la asesoría del CNOgas encuentre respuestas de acción clara para solucionar la situación", dijo Asoenergía.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Brasil se prepara para convertirse en el cuarto mayor productor de petróleo

    Durante casi dos décadas, la economía más grande de América del Sur, Brasil, ha estado cosechando una enorme ganancia económica gracias a un auge petrolero masivo que comenzó con el primer descubrimiento de presal en aguas ultraprofundas en alta mar en 2006. El auge casi colapsa debido a la corrupción, la mala gestión y las malas  prácticas  . vio a la compañía petrolera nacional Petrobras cargada con tanta deuda que casi se vio obligada a declararse en bancarrota.
    Desde entonces, las reformas y la racionalización de la industria, junto con los precios más altos del petróleo, han revigorizado el enorme auge de los combustibles fósiles en curso en Brasil, aunque  casi se tambaleó por un breve momento. cuando el presidente de izquierda Luiz Inácio Lula da Silva asumió el poder. Hay indicios de que Brasil, independientemente de los detractores, está en camino de convertirse en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo, lo que supondrá un gran impulso para la economía.
     
    Datos del regulador de hidrocarburos de Brasil, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), muestran que para abril de 2023, el país bombeó un promedio de 3,1 millones de barriles de petróleo por día. Ese número es casi un 1% más alto que el mes anterior y un 5% más año tras año. La producción total de hidrocarburos para abril de 2023 ascendió a poco más de 4 millones de barriles de petróleo equivalente por día, un 1,1% más mes a mes y un 4,4% más que el año anterior. Esos números representan una modesta recuperación después de una caída en marzo de 2023 debido a las crecientes preocupaciones de la industria de que Lula adoptará un enfoque más intervencionista en la industria petrolera de Brasil. Ese crecimiento indica que Brasil posee el potencial para convertirse en el mayor productor de petróleo del mundo, especialmente cuando se prevé que el país 2023 agregará 300,000 barriles por día, 
    Durante 2022, Brasil ocupó el noveno lugar a nivel mundial por producción de petróleo, por delante de Kuwait y detrás de Irán, levantando un promedio de poco más de 3 millones de barriles por día. Supongamos que la economía más grande de América Latina se va a convertir en el cuarto productor de petróleo más grande del mundo. En ese caso, deberá bombear más de 4,5 millones de barriles de petróleo crudo por día para superar a Canadá, que actualmente ocupa ese lugar. El Ministerio de Energía de Brasil espera que el país bombee 5,4 millones de barriles diarios para 2029, lo que representa un 80 % más que los 3 millones de barriles de petróleo extraídos diariamente durante 2022. El crecimiento constante año tras año en la producción de hidrocarburos indica que Brasil posee el potencial para expandir la producción y convertirse en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo. 
     
    Otro aspecto clave que respaldará esos planes son las copiosas reservas de hidrocarburos de Brasil. Según la ANP, a finales de 2022, el mayor productor de petróleo de América Latina poseía reservas probadas o 1P de petróleo por un total de 14.900 millones de barriles, de los cuales el 77% se categorizaba como presal. También existen 21.900 millones de barriles de reservas probadas y posibles o 2P y 27.000 millones de barriles de reservas 3P, conocidas como reservas probadas posibles y probables. Esto ilustra que Brasil posee un potencial considerable de hidrocarburos y las reservas necesarias para soportar un aumento significativo en la producción de petróleo. Esas reservas seguirán creciendo a medida que la perforación de exploración y desarrollo gane impulso, con Baker Hughes  International Rig Count  mostrando 17 plataformas activas a fines de mayo de 2023 en comparación con 11 el año anterior.
     
    Un salto tan masivo en la producción de petróleo será impulsado por la expansión de la producción de petróleo presalino, que el Ministerio de Energía de Brasil cree que eventualmente será responsable del 80% de la producción de hidrocarburos del país en comparación con alrededor del 77% en este momento. Para que eso ocurra, debe haber un aumento significativo en la producción que solo puede ocurrir si la inversión en energía y la perforación se expanden sustancialmente. El Ministerio de Energía espera estimular esto a través de un plan llamado  Programa Potencializa E&P , cuyos principios principales son fomentar la inversión en cuencas petroleras fronterizas, comercialmente marginales y maduras. También hay un impulso para expandir el gasto y la actividad en la perforación en tierra en Brasil, y  la agencia de noticias Reuters señala que las pequeñas y medianas empresas de energía planean invertir $ 7.7 mil millones en operaciones en tierra desde ahora hasta 2029.
     
    Si bien la compañía petrolera nacional de Brasil, Petrobras, será el impulsor clave de una expansión tan masiva de los volúmenes de producción, comprometiéndose a gastar $ 78 mil millones durante cinco años, se necesitarán inversiones considerables e inyecciones de tecnología de las grandes empresas extranjeras de energía para lograr ese objetivo. Las razones de esto son simples, una expansión tan significativa de la producción de hidrocarburos debe estar respaldada por un sólido aumento de las reservas explotables y el despliegue de técnicas de recuperación mejorada. Esto incluye los planes de las empresas energéticas más pequeñas para invertir $ 7.7 mil millones en campos petroleros en tierra en Brasil para 2029, lo que ampliará las reservas y la producción de petróleo.
     
    En enero de 2023, la supermajor francesa  TotalEnergies aprobó la  decisión de inversión final, o FID, de mil millones de dólares para el proyecto petrolero marino Lapa South-west en la cuenca de Santo, Brasil. TotalEnergies es el operador de la operación, con una participación de explotación del 45%, con los socios Shell controlando el 30% y Repsol Sinopec el 25% restante. El proyecto consiste en el desarrollo de tres pozos que se conectarán a la FPSO Lapa, que opera en el noroeste del campo Lapa desde 2016. Una vez puesta en marcha, prevista para 2025, la instalación bombeará 25.000 barriles de petróleo por día, elevando la producción total del campo a 60.000 barriles diarios. 
     
    Según TotalEnergies, el proyecto se adapta de manera natural a sus activos brasileños existentes e impulsará una palanca de crecimiento clave para la producción de petróleo presalino de la empresa. El vicepresidente sénior de Exploración y Producción de TotalEnergies,  David Mendelson, declaró :  "Este último desarrollo es un hito importante para TotalEnergies en Brasil que aumentará su producción operada en la cuenca presalina de Santos, un  área de crecimiento clave para la Compañía". decir:  "Con su enfoque de ingeniería eficiente y las sinergias con las instalaciones existentes, este proyecto ilustra la estrategia de TotalEnergies de centrarse en activos de bajo costo y bajas emisiones".
    A finales de mayo de 2023, TotalEnergies, que tiene una participación del 39 %, y sus socios, Petrobras con un 30 % y QatarEnergy, así como PETRONAS con una participación del 20 % cada uno, firmaron un  contrato de producción compartida  para el bloque marino Agua Marinha. El bloque está ubicado en la prolífica cuenca de Campos, al sur del campo petrolífero presalino de Marlim Sul, y fue adjudicado a TotalEnergies en diciembre de 2022. Se cree que el bloque tiene el potencial de reflejar el éxito de Petrobras con el petróleo presalino de Marlim Sul de 2017. descubrimiento. El vicepresidente sénior de Exploración de TotalEnergies dijo: “ La firma del PSC para Agua Marinha amplía nuestra presencia en esta prometedora área de la cuenca presalina de Campos junto con nuestros tres socios estratégicos, y estamos ansiosos por explorar el bloque y perforar el Touro. prospecto.”  
     
    A principios de mayo de 2023, la gran empresa energética noruega  Equinor anunció  que, junto con sus socios Repsol Sinopec y Petrobras, había aprobado la FID para continuar con el desarrollo del proyecto BMC-33 de $ 9 mil millones en la costa de Brasil. La operación cubre tres descubrimientos de gas natural y condensado en el presal con reservas recuperables de mil millones de barriles de petróleo equivalente. En la puesta en marcha, que se prevé ocurra en 2028, la operación bombeará 565 millones de pies cúbicos de gas natural por día, de los cuales, se estima que el 88% se exportará. Equinor, que es el operador, tiene una participación del 35 %, con Repsol Sinopec controlando el 35 % y el 30 % restante en manos de Petrobras.
     
    Estos eventos demuestran que Brasil sigue siendo una jurisdicción atractiva para las empresas energéticas extranjeras a pesar de las subidas de impuestos a la industria petrolera del presidente Lula y el riesgo creciente de  una mayor intervención del gobierno.. De hecho, aunque irritó a las grandes empresas de energía con la introducción en marzo de 2023 de un gravamen del 9,2 % sobre las exportaciones de petróleo durante tres meses, la inversión en el extranjero en Brasil sigue siendo fuerte. Como se discutió, las grandes empresas extranjeras de energía continúan aprobando proyectos de miles de millones de dólares en el país, lo que impulsará significativamente la producción. Incluso los planes de Petrobras para descarbonizar las operaciones tendrán poco impacto en el crecimiento de la producción y las exportaciones de petróleo de Brasil, y la compañía espera que su producción de petróleo se expanda en un 19 % para 2027. Por estas razones, el ambicioso objetivo establecido por el Ministerio de Energía de Brasil de bombear 5,4 millones de barriles por día para 2029 parece factible.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • Brasil y Guyana están impulsando el resurgimiento del petróleo en América Latina

    Brasil, con 14.900 millones de barriles de reservas probadas, tiene como objetivo aumentar la producción de petróleo a 5,4 millones de barriles por día para 2029, convirtiéndose potencialmente en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo.
    El  casi colapso de la otrora colosal industria petrolera de Venezuela bajo el peso de la corrupción endémica‚ y las estrictas sanciones de EE. UU., junto con los balbuceantes yacimientos petrolíferos maduros de México, vieron caer en declive el sector de hidrocarburos económicamente crucial de América Latina. Para 2020, la producción de petróleo de Venezuela se había desplomado a un mínimo anual histórico de 569.000 barriles por día, mientras que los campos petroleros envejecidos de México bombeaban menos de 1,7 millones de barriles por día. Luego, una serie de descubrimientos marinos de clase mundial en las aguas territoriales de Brasil captaron la atención de las grandes empresas energéticas y colocaron a América Latina nuevamente en el mapa mundial de hidrocarburos. A esto le siguieron los descubrimientos en alta mar de clase mundial de Exxon en Guyana, que pusieron a la diminuta sudamericana en camino de convertirse en un productor y exportador de petróleo líder a nivel mundial. Estos eventos ven a América Latina lista una vez más para convertirse en una potencia mundial de hidrocarburos una vez más.
     
    La compañía petrolera nacional de Brasil, Petrobras, realizó el primer descubrimiento de petróleo presalino en aguas profundas en alta mar en la cuenca de Santos en 2006, y el primer petróleo se extrajo apenas dos años después. Esos vastos reservorios presalinos continúan brindando importantes descubrimientos de clase mundial que han dotado a Brasil, según datos del regulador, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, con 14.900 millones de barriles de reservas probadas o 1P. Esto ahora ve a Brasil con las segundas reservas de petróleo más grandes de América Latina después de Venezuela y ocupa el puesto 16 a nivel mundial. Esas impresionantes reservas de petróleo, junto con los descubrimientos en curso, están sustentando el épico auge del petróleo en alta mar de Brasil. Hay indicaciones claras de que las reservas y la producción de hidrocarburos de Brasil continuarán expandiéndose.
     
    El Ministerio de Minas y Energía tiene  como objetivo un crecimiento significativo de la producción . El ministerio está haciendo esto mediante la implementación de estrategias para desarrollar cuencas existentes y elevar la producción a 5,4 millones de barriles por día para 2029. Si se logra ese ambicioso objetivo, Brasil se convertirá en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo. Para mayo de 2023, Brasil bombeó un promedio de 3,2 millones de barriles por día, lo que fue un impresionante 11% más que el período equivalente del año anterior. La producción total de hidrocarburos fue de 4,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día para mayo de 2023, un notable 9% más año tras año. Si bien la producción de hidrocarburos de Brasil está creciendo a un ritmo constante, todavía queda mucho camino por recorrer antes de que el país extraiga más de 5 millones de barriles por día, con un 80 % procedente de la capa presalina. 
     
    Se necesitará una inversión considerable en el desarrollo de las cuencas de hidrocarburos costa afuera de Brasil para elevar la producción al volumen objetivo. Petrobras, como parte de su  plan estratégico de 2023 a 2027 , destinó $ 64 mil millones para desarrollar activos de exploración y producción, con el 67% de esa cantidad para invertir en operaciones de presal. Para 2027, Petrobras prevé extraer 2,5 millones de barriles de petróleo por día y otros 600.000 barriles de gas natural, con lo que la empresa bombeará 3,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día, de los cuales el 78 % provendrá de campos presalinos.
     
    La producción de petróleo en auge de Brasil es un motor económico importante para Brasil. Para 2012, Petrobras se había convertido en una herramienta clave de política gubernamental al verla emerger como la  compañía petrolera más endeudada del mundo  con la administración de la presidenta Dilma Rousseff saqueando sus arcas para financiar programas sociales y otras iniciativas políticas. Después de que un escándalo de corrupción masivo que involucró a Petrobras y la empresa de construcción Odebrecht repercutió en Brasil, y eventualmente le quitó el cuero cabelludo a Rousseff ,  su sucesor Michel Temer colocó a Petrobras en una posición más independiente a favor de los negocios con ese enfoque continuado por su sucesor Jair Bolsonaro. Hay temores de que el regreso de Luiz Inácio Lula da Silva, conocido como Lula, a la presidencia, lleve a una mayor  intervención gubernamental de mano dura.. 
     
    No es sólo Brasil el que ha vuelto a poner de relieve la industria petrolera de América Latina. La vecina Guyana está siguiendo los pasos del mayor productor de petróleo de América Latina después de que la supergrande mundial de la energía Exxon descubriera petróleo en las aguas territoriales de la antigua colonia británica en 2015. Desde ese descubrimiento en el Bloque Stabroek, Guyana se ha convertido en lo que se denomina la costa afuera más caliente del mundo. juego petrolero fronterizo. Más de 35 descubrimientos han dotado al empobrecido país de alrededor de 800.000 habitantes con más de 11.000 millones de barriles de petróleo. El  desarrollo acelerado del consorcio liderado por Exxon  del Bloque Stabroek, con cuatro años para pasar del primer descubrimiento al primer petróleo, ve a Guyana bombeando alrededor de 400,000 barriles por día.
     
    Georgetown planea subastar 14 bloques durante 2023, aunque por tercera vez se ha retrasado hasta mediados de agosto de 2023 para que el gobierno pueda finalizar los cambios en el marco regulatorio. Esas reformas incluyen la introducción de un nuevo Acuerdo de Producción Compartida (PSA), que aumentará la regalía del 2% al 10%, reducirá el límite de recuperación de costos del 75% al ​​65% e introducirá un impuesto corporativo del 10%. Si bien esos términos son menos ventajosos que los asegurados por Exxon para el bloque Stabroek, siguen siendo competitivos en comparación con otros países de la región. 
     
    La primera subasta de petróleo de Guyana tiene como objetivo reducir la dependencia del país de Exxon. Lo hará atrayendo a otros exploradores y productores de petróleo a las aguas territoriales del país sudamericano. Dado el considerable  potencial petrolero que se cree que existe  en los bloques de aguas poco profundas y profundas de Guyana, los nuevos descubrimientos de petróleo son solo cuestión de tiempo. Los analistas estiman que Guyana extraerá  1,2 millones de barriles por día para fines de 2027 , lo que convertirá a la antigua colonia británica en un exportador de petróleo líder a nivel mundial. Esto está generando un  mega auge económico para Guyana , que tendrá la economía de más rápido crecimiento durante 2023, con un producto interno bruto previsto por el FMI para expandirse en un 37,2 %.
     
    Hay señales de que el sector de hidrocarburos de América Latina se expandirá sustancialmente durante la próxima década a pesar del mayor riesgo geopolítico, la transición de energía limpia y la  inminente demanda máxima de petróleo . La producción de petróleo de Venezuela está creciendo debido a la asistencia de Irán, mientras que las sanciones de EE. UU. se están relajando y se permite a la supermajor Chevron extraer petróleo en el país asolado por la crisis. Argentina vive un  auge de los hidrocarburos no convencionales terrestres a medida que se desarrolla el cuerpo de esquisto de Vaca Muerta. Si bien impulsarán la producción de hidrocarburos en América Latina y el Caribe, son Brasil y Guyana los que están impulsando la explosión masiva en la producción de petróleo que se espera en la región. Solo esos dos países agregarán hasta 3 millones de barriles por día a la producción de petróleo de América Latina y el Caribe, pero eso ocurrirá en un momento en que los precios del petróleo están bajo presión por la caída de la demanda mundial debido a la transición de energía  limpia . Eso convierte a los productores de petróleo de la región en una carrera contrarreloj para explotar su riqueza hidrocarburífera.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • 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.
  • Caída del precio del dólar: efectos que está teniendo en la economía

    De momento hay preocupación por las remesas recibidas desde el exterior y las exportaciones. 
    Aunque en los últimos 12 meses se registra una devaluación del peso frente al dólar del 6,6%, en las últimas semanas se ha acentuado la revaluación, que ya comenzó a preocupar a los exportadores, por los menores ingresos en moneda local y ante un posible acentuamiento del fenómeno.
     
    Este año el billete verde en Colombia ha retrocedido $636. Algo así como que US$1.000 que a comienzos del 2023 se cambiaban por $4.810.200 hoy representan $4.173.660.
     
    Pero ese no es el único motivo por el que los exportadores están pensativos.
     
    La menor demanda mundial ha ocasionado una caída de las ventas externas colombianas un 12% entre enero y abril y los anuncios de una desaceleración, en el mejor de los casos, no augura buenas noticias. 
     
    Sobre el comportamiento del dólar en Colombia, Javier Díaz Molina, presidente de la Asociación Nacional de Comercio Exterior (Analdex) indica que “se había presentado una devaluación excesiva del peso si se compara con el resto de la región” y menciona que Anif, adicional a un ejercicio que hizo Corficolombiana, dice que si no pasan las reformas del Gobierno en el Congreso el dólar bajaría a $3.400.
     
    Igualmente, señala que al mirar la devaluación que se dio en 2022, los factores económicos pesaron, pero los políticos también, y si “las reformas del Gobierno en el Congreso no se dan en la magnitud que el Ejecutivo quiere el factor político se diluirá”. “Se puede poner (el dólar) entre $3.900 $3.800 si no se dan las reformas”, dice Díaz.
     
    Ojo al nubarrón
     
    El dirigente advierte que ante el nubarrón que proyecta en EE. UU. eso sin duda afectaría a Colombia y a la región”.
     
    Otros que ya han estado sintiendo los efectos de la revaluación son las miles de familias que reciben remesas de sus familiares del exterior, ante la pérdida de poder adquisitivo de esos recursos y que se pueden cuantificar con el ejemplo presentado al comienzo de esta nota. 
     
    Entre enero y abril entraron remesas por US$3.212 millones, frente a los US$2.800 millones, del mismo periodo de 2022.
     
    Y como principales beneficiados de la revaluación del peso están quienes tienen deudas en dólares y en teoría los importadores, aunque en este último punto hay que decir que entre enero y marzo las compras externas colombianas fueron registran una caída del 13%, frente al mismo período de 2022.
     
    Y en este sentido otro beneficiado es el consumidor, por los menores costos de dichas importaciones.
     
    Para Diego Alejandro Blanco, director de estrategias de inversión de Acciones & Valores los $4.180 para el dólar es un nivel de soporte importante y estima que una política más contractiva de la Reserva Federal de EE. UU. podría fortalecer el dólar a nivel global.
     
    Por Portafolio
     
  • Campetrol alertó por la caída de 27% en la actividad de taladros entre enero y junio

    El sector petrolero recaudó en regalías $2,3 billones en el primer trimestre, que sería 8,7% menos que las aportadas el año pasado.
    Campetrol advirtió por una caída de 27% en la actividad de taladros de perforación en el periodo entre enero y junio de este año, además de la contracción de 0,1% del PIB del sector de extracción de petróleo crudo y gas natural si se compara con el segundo semestre de 2022.
     
    Sobre la caída en la actividad de taladros, que incluye perforación y reacondicionamiento, se pasó de 149 a 124 equipos, es decir, unos 25 menos. Lo anterior llevó a una pérdida de cerca de 13.000 empleos, de los cuales 2.000 son directos y 11.000 indirectos, en las regiones de operación.
     
    Se advirtió, además, que con la caída de 25,4% en el precio del petróleo Brent en el primer semestre frente al mismo periodo de 2022, la economía colombiana dejó de recibir cerca de $7 billones por la actividad del sector, ello a pesar que que la producción preliminar de petróleo subió 3,4%.
     
    “Incrementar la producción de hidrocarburos se convierte en un reto estratégico para el país. Hacemos un llamado al sector público, privado y a las comunidades, a aunar esfuerzos en pro de este objetivo, en donde incentivar la generación de nuevos proyectos de producción incremental, repensar los planes de desarrollo de los campos maduros con incentivos para viabilizar los económicos de los proyectos, junto con brindar garantías de estabilidad operacional, jurídica y de seguridad, se vuelve un tema cada vez más importante si se busca mantener la estabilidad económica del país, apalancada en este sector, que trabaja en paralelo con la transición energética justa y ordenada que necesitamos como país”, afirmó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de la cámara.
     
    Así mismo informó que, de acuerdo con la ANH, el recaudo en regalías liquidadas por la explotación de hidrocarburos fue de $2,3 billones, es decir 8,7% menos que en 2022 para el mismo trimestre.
     
    Por otro lado el informe reveló que incrementaron algunas condiciones que las empresas han enfrentado en el segundo semestre, como es el caso de conflictividad social (21%), costo de materias primas (18%) y la falta de demanda (16%).
     
    Entre las conclusiones, el reporte mencionó temas como que aunque la producción de petróleo incrementó el primer semestre del año 3,4% respecto al mismo periodo del 2022, incluso a pesar de la reducción en la actividad total de taladros, la situación debe ser analizada por riesgos como los incidentes en el entorno, dados principalmente en departamentos como Arauca, Casanare y Meta.
     
    Otro riesgo corre por cuenta de la reforma tributaria de 2022 ya que esta habría, según el informe, incrementado la carga fiscal sobre la industria con la tasa de renta y la falta de opción para deducir los costos de regalías.
     
    Por Sofía Duarte para LaRepública.
  • Central Hidroituango alcanzó generación de 600 megavatios con dos de las unidades

    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.
  • Cerrejón acumuló 800 millones de toneladas de carbón desde su primera operación

    Los decretos del Gobierno que tienen en vilo la producción minera en La Guajira, tienen en riesgo a la empresa de 48 años que ha aportado $20 billones en regalías.
    En 1975 el Gobierno colombiano abrió la licitación a firmas internacionales para la explotación carbonífera de 32.000 hectáreas escogiendo a Intercor, filial de Exxon Corporation (ahora Exxon Mobile) y fue el primer paso de la hoy Cerrejón. Nueve años después, se llevó a cabo el primer viaje 150 kilómetros del tren, transportando 8.500 toneladas de carbón desde la mina hasta Puerto Bolívar.
     
    Desde ahí, el flujo económico generado de la marimba y del contrabando que azotaba a la zona norte del país fue trascendiendo a la legalidad y la actividad minera, lugar del proyecto de carbón que ha entregado más de $20 billones en regalías desde 2002, y que actualmente representa 57% del PIB de La Guajira; luego de 48 años, así Cerrejón acumuló 800 millones de toneladas de carbón.
     
    Hasta 2022 “fue el primer año en el que Cerrejón fue 100% propiedad de Glencore, tras la adquisición de las acciones que tenían los anteriores socios. Nuestro equipo se enfocó en integrar nuestra operación a los sistemas y procesos de Glencore, incluyendo en el área de desarrollo sostenible” dijo Claudia Bejarano, presidente de Cerrejón.
     
    Ahora, el Gobierno de Gustavo Petro aún no define el futuro del sector minero en La Guajira, desde allí opera Cerrejón, la segunda empresa que más factura en el año en el sector minero y una de las más grandes del país.
     
    En 2022, vendió $16,34 billones y sus utilidades llegaron a $6,05 billones. Carbones del Cerrejón y Cerrejón Zona Norte tuvieron crecimientos de más de 200% en sus utilidades y alcanzaron ganancias de $6 billones y $2,8 billones, respectivamente, durante el año pasado.
     
    La organización, con operaciones en el centro de la Alta Guajira y solo superada por Ecopetrol en el sector minero energético, desde 1985 cuenta con un cargue directo a los buques en Puerto Bolívar, para que estos repartan la carga a los clientes alrededor del mundo.
     
    Además de ser el segundo exportador de carbón, después de Drummond, el yacimiento guajiro impulsa una fuerza económica regional compuesta por cerca de 60.000 empleos directos e indirectos. De hecho, “solo el año pasado, la minera pagó por impuestos y regalías $3,7 billones, casi 30% de las reformas tributarias que han pasado en los últimos años”, explicó Juan Camilo Nariño, presidente de la ACM.
     
    Cerrejón, además, invierte al año más de $500.000 millones en proyectos sociales y ambientales, según lo resaltó Bejarano, quien está a la espera de la actividad minera en esa zona.
     
    Carbón colombiano
     
    Colombia, según el Ministerio de Minas y Energía, entre 2012 y 2020 promedió una producción anual de 83,9 millones de toneladas de carbón en el mundo, lo que sitúa al país como el primer productor de carbón en América Latina y el número 11 del globo.
     
    Su actividad de exportación durante 2022 permitió el ingreso de US$12.289 millones a la Nación, 117,4% más que el mismo periodo de 2021, según registró el Dane. El carbón representó cerca de 22% las exportaciones totales durante el año pasado. Según cifras de la Asociación Colombiana de Minería (ACM), entre regalías, impuestos y otras contribuciones, el sector minero brindó más de US$3.000 millones al Estado en 2022, y casi 80% corresponde al carbón.
     
    Decreto de emergencia
     
    El 31 de julio se dio a conocer el Decreto 1277 de 2023 del Ministerio de Ambiente ante la emergencia económica y social decretada en La Guajira.
     
    El Decreto que, según el Ministerio, buscarían atacar problemáticas de la zona, incluirían temas como la limitación de concesiones de explotación de recursos naturales. El Decreto, según explican desde la ACM, podría usar de manera arbitraria para suspender actividades económicas de forma indiscriminada, pues permitiría la creación de áreas de protección ambiental sin contar con estudios ni criterios técnicos, solo amparándose en un principio de precaución.
     
    Carlos Andrés Cante, presidente de Fenalcarbón, dijo que el cese de más prórrogas para la continuidad de títulos de explotación carbonífera no da lugar a una transición.
     
    “Es importante hablar de transición energética, pero el Gobierno debe tener claro que Colombia necesita primero pensar en una transición fiscal. Y comparado con el mundo, nosotros somos marginales con respecto a producción de carbón, no representamos ni 1% con respecto a emisiones y a producción carbonífera, con respecto a todos los productores a nivel global”.
     
    Así mismo coincide Juan Camilo Nariño, presidente de la ACM, quien compara las cifras de productores de carbón en el mundo, atribuyendo una cifra de menos del 1% para Colombia frente al globo.
     
    “El año pasado y ahora en 2023 son los años en el que mundo más carbón ha consumido, con una cifra cerca a los 8.000 millones de toneladas. Colombia solo produce 65 millones. Canadá exportó 90 millones, Australia asciende su cifra a los 270 millones de toneladas”, explicó Nariño.
     
    “Ellos piensan en cómo hacer la transición con su propio carbón, generando divisas, generando impuestos para hacer una transición social ordenada. La industria del carbón en medio de la transición energética todavía se hace lugar.
     
    Desempleo, pobreza y disminución de inversiones
     
    Cerrejón cumple una dimensión importante en cuanto a bienestar social de las comunidades del norte del país. “La empresa acordó más de 1.700 proyectos sociales durante 2022 e invertimos $129.772 millones en las comunidades, municipios y todo el departamento”, aseguró Claudia Bejarano, presidenta de Cerrejón. Si es el caso de un cese de operación extractivista en unos próximos años, “se puede llevar a una disminución o llevar a cero las inversiones sociales y ambientales.
     
    La Guajira necesita certidumbre de inversión para sus problemas”, concluyó Juan Nariño, de la ACM.
     
    Por Daniella Rodriguez para LaRepública.
  • Cerrejón no podrá expandir su área de concesión minera

    Se prohíbe prorrogar contratos de concesión minera o autorizar expansiones por decreto.
    Además del decreto emitido por el Ministerio de Minas y Energía sobre temas energéticos, el Ministerio de Interior, en cabeza de Luis Fernando Velasco, firmó el decreto 1277 en el que se determina que se prohíbe adicionar o prorrogar contratos de concesión minera o autorizar expansiones, ampliaciones o nuevos frentes de explotación de los proyectos de minería de carbón existentes.
     
    Con esto, Cerrejón, la minera de carbón de Glencore en Colombia, no podrá ampliar su operación.
     
    Según el documento, esto se desprende de que se declararon las fuentes hídricas del departamento de La Guajira como de protección especial, cuya destinación prioritaria será el consumo humano y doméstico. Se deberá conservar y mantener el curso natural de las fuentes hídricas superficiales, proteger los acuíferos y sus zonas de recarga.
     
    Al respecto, Carlos Cante, presidente de Fenalcarbón, señaló que “es negarse como país a obtener unos recursos importantes para la transformación social y la reducción de las desigualdades”.
    De igual forma, en el artículo 7 del mismo decreto se señala que tampoco se podrá desviar en adelante el cauce del Río Ranchería o sus afluentes y que no se podrán desarrollar nuevas actividades de exploración o explotación de minería de carbón sobre zonas de recarga de acuíferos o que impliquen la remoción de capas del acuífero.
     
    Ahora bien, el decreto también plantea que los trámites ambientales relacionados con “garantizar el acceso al agua para usos de agricultura y acuicultura de subsistencia” cumplan un proceso abreviado , equivalente a un tercio del tiempo de lo que normalmente se toma.
     
    Por Portafolio.
  • Chevrón invertirá 10 mil millones de dólares en proyectos para luchar contra el cambio climático

    Bogotá, 8 de mayo de 2023. Así lo informó la compañía en el último reporte de sostenibilidad, presentado esta semana, en el que reafirma su apuesta por un futuro de la energía bajo en carbono.
    La compañía, con presencia en Colombia desde hace más de 100 años, anunció que invertirá en el mundo alrededor de $8 mil millones de dólares en iniciativas bajas en carbono, incluyendo combustibles renovables, producción de hidrógeno y captura de carbono. Además, invertirán $2 mil millones de dólares en proyectos de reducción de carbono en los próximos años, y estarán en capacidad de reducir alrededor de 30 millones de toneladas de CO2 para 2028.
     
    Muchos estudios publicados concluyen que los combustibles fósiles seguirán siendo una parte importante de un sistema energético que incorpora cada vez más fuentes de suministro con menos carbono durante muchos años por venir. Como lo ha hecho durante más de 140 años, Chevron seguirá evolucionando para ayudar a satisfacer la demanda energética que necesita un mundo en crecimiento.
     
    Chevron busca participar de manera activa en los procesos de desarrollo de las políticas para mitigar efectos de cambio climático y aporta, a través de su conocimiento y experiencia, a la generación de las mejores aproximaciones para hacer frente al cambio climático: asegurando compromiso y acción global, promoviendo la inversión en tecnología, investigación e innovación; tomando una aproximación balanceada y analizada, y promoviendo transparencia y equidad.
     
    Soluciones basadas en la naturaleza en el Caribe y Pacífico colombiano
     
    Teniendo en cuenta los compromisos de este reporte, Chevron Colombia lanzó el proyecto el programa Arrecifes de Energía, programa fortalecerá el monitoreo participativo de los arrecifes coralinos en Colombia, mediante el programa de ciencia ciudadana Reef Check. “Nos aliamos con Corales de Paz, fundación experta en el tema y la única con la aprobación internacional para realizar cinco expediciones, que nos darán datos de seguimiento recogidos sobre el terreno que son esenciales para comprender el estado y las tendencias de los arrecifes de coral”, afirmó Alejandro Riveros, gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para Colombia y Centro América.
     
    Esta alianza es de gran importancia pues permitirá garantizar la ejecución de las expediciones junto a las Corporaciones Autónomas Regionales, Parques Nacionales Naturales, gobernaciones, alcaldías, comunidades y otros actores relevantes para el cuidado y preservación de los arrecifes.
     
    Acerca de Chevron Colombia Chevron es una compañía que comercializa combustibles en diferentes sectores de la industria y de aviación, a través de su red de más de 600 Estaciones de Servicio de la marca Texaco® y terminales
    de combustibles a nivel nacional. Además, su línea de lubricantes para vehículos a gasolina y a gas, motocicletas, vehículos diésel e industriales, se comercializa principalmente a través de su red de distribuidores en todo el país.
  • Claves del pacto de transición energética que se firmó en La Guajira

    La ministra de Minas y Energía destacó que con esta iniciativa se busca contribuir al cierre de las brechas de desigualdad en el departamento.
    Como resultado del proceso de diálogo entre las autoridades Wayuu, las comunidades, las compañías de generación y transmisión de energía, el Gobierno Nacional y el gobierno local, este miércoles se firmó el pacto por una transición energética en el departamento de La Guajira.
     
    Según explicó la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, este acuerdo busca ir más allá de reemplazar una serie de tecnologías de generación de energía eléctrica, al integrar a las comunidades para que estas también se vean beneficiadas.
     
    “No solo se trata de beneficiar los grandes proyectos de las grandes corporaciones sino también que haya alianzas privado-populares, que haya alianzas publico-populares y que sea, a través de ejercicios de mayor democratización de la energía, que logremos la justicia social, ambiental y económica para el pueblo guajiro”, indicó.
     
    La líder de la cartera también destacó que al materializar los 25 proyectos de generación que hay en el territorio se podrían producir 2,5 gigavatios de energía. Esto no solo ayudaría a darle un mayor peso a las fuentes renovables, sino que contribuiría a la reducción de las tarifas de electricidad.
     
    “De manera estructural las tarifas de energía solo se reducen si logramos producir energía más barata, que además, en este caso, contribuye a la descarbonización de nuestra matriz”, señaló la ministra.
     
    Además, recalcó en que el territorio tiene una amplía capacidad que aún está pendiente por aprovechar. Según datos de la cartera, hay cerca de 25 gigas que se podrían desarrollar. 
     
    De igual forma, la Minminas señaló que este pacto se enfocará en contribuir al cierre de las brechas de desigualdad. Para cumplir con este propósito, se construyó un primer decálogo de acuerdos con el que se pretende seguir materializando la "transición energética justa".
     
    En ese sentido, Vélez se dirigió a las comunidades: “Tenemos el enorme desafío de que esta transición respete a la gente y respete a los territorios. En eso cuentan con este Gobierno que quiere trabajar con ustedes a partir de una visión tripartita, donde estén las empresas, las comunidades y el Gobierno siendo parte”.
     
    La Minminas agregó que al promover el diálogo e incluir a las comunidades en la discusión también se garantiza el camino para “que seamos potencia de energías verdes y potencia de vida”.
     
    El evento finalizó con la firma simbólica del pacto, el cual fue suscrito por las autoridades de las comunidades Wayuu, las compañías de generación y transmisión de energía, el gobierno local del departamento y el Gobierno Nacional.
     
    Por Portafolio. 
     
     
  • Colombia bajó 10 puestos en el Índice de Transición Energética del WEF

    Según el Foro Económico Mundial, el país también tuvo un retroceso a nivel regional: pasó del puesto 3, en 2021, al 6, en 2023.
    Suecia, Dinamarca, Noruega y Finlandia son los países mejor posicionados en la transición energética, según el índice global ETI (The Energy Transition Index) que publica el Foro Económico Mundial (WEF), en el que Colombia bajó 10 posiciones, pero se mantiene en el 'top' 40 dentro de 120 países.
     
    Suecia, que ya encabezó el índice en la anterior clasificación por países de 2021, vuelve a repetir en un estudio que por un lado mide la eficacia de los sistemas energéticos nacionales y por otro la preparación de cada país hacia energías más 'verdes'.
     
    Completan el 'top' 10, en el siguiente orden, Suiza, Islandia, Francia, Austria, Países Bajos y Estonia.
     
    La lista la siguen Alemania, Estados Unidos, Reino Unido, Brasil (14), Portugal, España y China.
     
    El país latinoamericano mejor colocado es Brasil, en decimocuarta posición, seguido de Uruguay (23), Costa Rica (25), Chile (30) y Paraguay (34).
     
    Colombia se sitúa en la posición 39; Perú, en la 53; y ya en la mitad baja de la tabla hay países como México (68), Ecuador (78), Argentina (85), Venezuela (103) o, en el último lugar de la región, Nicaragua (114).
     
    Los últimos lugares en la clasificación global los ocupan Tanzania, República Democrática del Congo y Yemen.
     
    La caída colombiana
     
    Según el informe, Colombia descendió 10 puestos entre 2021 y 2023: pasó del 29 al 39, respectivamente. 
     
    Para 2021, el puntuje ETI del país fue de 66, mientras que para el 2023 bajó a 60,5 puntos en el ET.
     
    El puntaje ETI es un promedio que sale de los rendimientos de sistemas energéticos (SP) y de la preparación de cada país para la transición (TR).
     
    Así las cosas, Colombia tuvo un SP de 65,5 y un TR de 53 para el 2023. Hace dos años, esos dos mediciones dieron como resultado 71,4 (SP) y 60,4 (TR).
     
    A nivel latino, el país también bajó: pasó del tercer al sexto puesto.
     
    Vale la pena recordar que el gobierno de Gustavo Petro tiene como una de sus banderas la transición energética.
     
    Los destacados
     
    China experimentó un espectacular ascenso, desde la posición 68 en la clasificación de 2021 a la 17 en el índice publicado, mientras que Brasil avanzó 14 posiciones, arrebatando a Uruguay (que era 13 hace dos años) el primer puesto regional.
     
    WEF, organizadora del Foro de Davos, advierte en el informe sobre los efectos adversos que las tensiones geopolíticas y económicas internacionales están teniendo en la transición energética, aunque destaca que en la última década un 95 % de los países estudiados han mejorado, en mayor o menor medida, en esta cuestión.
     
    Por EFE.
  • Colombia, ¿potencia mundial del cobre?

    América Latina se perfila como una de las zonas geográficas con mayor potencial de minería de cobre para la transición energética mundial. En este mineral, Colombia podría tener un papel fundamental en el abastecimiento, pero será necesario un mayor compromiso de política pública, así como la firma de nuevos contratos de minerales estratégicos.
    En la zona centro de la cordillera occidental, en el límite entre el departamento del Chocó y Antioquia, tres kilómetros al norte del municipio de Carmen de Atrato, un ejercito de mineros, ingenieros y operadores trabajan sin descanso los siete días de la semana. La mayoría luce botas de seguridad, chalecos reflectivos y cascos blancos. Es todo un campamento con los más altos estándares de seguridad, donde se extraen a diario por lo menos 850 toneladas de cobre.
     
    La mina lleva por nombre El Roble y es el único proyecto que actualmente cuenta con todos los permisos ambientales, sociales y jurídicos para extraer este mineral en Colombia. Desde allí, se retira un concentrado que se va hasta el otro lado del mundo para su respectiva refinación y comercialización. En China, por ejemplo, fabrican alambres, chips, motores y circuitos, que sirven para varias industrias, especialmente tecnología, construcción y sector automotriz, entre otros.
    Un documento de la Upme muestra que han sido identificados cinco proyectos estratégicos, entre los que se encuentra El Roble, Quebradona, Soto Norte, Libero Cooper y El Alacrán. Foto: Minera El RobleUn documento de la Upme muestra que han sido identificados cinco proyectos estratégicos, entre los que se encuentra El Roble, Quebradona, Soto Norte, Libero Cooper y El Alacrán. Foto: Minera El Roble
    De acuerdo con la Agencia Nacional de Minería (ANM), se estima que entre 1990 y 2016 El Roble produjo 1,8 millones de toneladas de roca minada, de las cuales 242.141 toneladas fueron concentrado de cobre. Gran parte de toda esta producción se vendió a los mercados asiáticos, tal y como lo hacen las empresas que operan en Chile y Perú, los dos mayores productores de cobre en el mundo.
     
    Aunque este proyecto es el único que hoy tiene luz verde para operar, la discusión sobre la transición energética, la alta demanda global, los cambios en la movilidad y la consolidación de nuevos sectores económicos ha abierto la puerta para que Colombia comience a discutir cómo impulsar, fomentar y desarrollar inversiones en proyectos estratégicos de este mineral.
    Parte de esa necesidad se debe a que América Latina es una de las zonas geográficas con el mayor potencial de cobre para la transición energética mundial. De hecho, Colombia está ubicado en el cinturón metalogénico que hace presencia a lo largo de la cordillera de los Andes, en donde –en los últimos 50 años– se han encontrado yacimientos de polimetálicos que han dado origen a grandes proyectos mineros en Chile, Argentina, Perú, Ecuador, Panamá, México y Estados Unidos.
     
    Foto: Minerales CórdobaFoto: Minerales Córdoba
     
    Cifras de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) señalan que en este cinturón cupífero se estiman recursos hipotéticos de 37,3 millones de toneladas de cobre. En lo que corresponde a Colombia, el potencial asciende hasta los 9,7 millones de toneladas.
     
    “El mayor dinamismo económico que se prevé para los próximos años harán que la demanda de cobre a nivel mundial supere la oferta esperada para este mineral. En esa brecha, que se estima en 5 millones de toneladas para 2035, Colombia puede jugar un papel fundamental no solo para abastecer una parte de la cadena de valor de la transición energética, sino además en el desarrollo de las regiones donde existe un potencial para la explotación del mineral”, comenta Juan Camilo Nariño, presidente de la Asociación Colombiana de Minería (ACM).
     
    La matriz minera de Colombia se compone principalmente del carbón, el oro, el níquel y en menor medida de esmeraldas. Ante las nuevas demandas del mercado, la urgencia de descarbonizar la economía y la posibilidad de diversificar la canasta exportadora, el cobre podría convertirse en un mineral estratégico que pondría al país en el radar de grandes inversionistas.
     
    Así lo detalló hace unos días Sergio Guzmán, director de Colombia Risk Analysis, quien explicó que “actualmente China busca acceso a recursos estratégicos de largo plazo, como petróleo, gas natural, oro, cobre, hierro, aluminio, litio, cobalto, ferroníquel y otros metales de tierras raras fundamentales para la producción de electrónicos, baterías y energía”. La geografía de América Latina la hace atractiva, por lo que los ojos del mundo están atentos a qué decisiones se toman en la región para impulsar estos minerales.
     
    LA RADIOGRAFÍA
     
    Actualmente, el país cuenta con tres cinturones de pórfidos cupríferos (de cobre) en los que se encuentran prospectos importantes: el cinturón occidental, cinturón oriental y cinturón central, según la Agencia Nacional de Minería (ANM). Solo El Roble está en explotación, pero en el listado también aparecen otras minas con alto potencial, principalmente en los departamentos de Córdoba, Antioquia, Cesar y Chocó.
     
    Un documento de la Upme muestra que han sido identificados cinco proyectos estratégicos, entre los que se encuentra El Roble, Quebradona, Soto Norte, Libero Cooper y El Alacrán. Se trata de minas de mediana y gran escala que buscan poner al país en el mapa mundial de este mineral y en las cuales ya se han invertido miles de millones de dólares para sacar adelante las operaciones.
     
    Quebradona, operado por AngloGold Ashanti, es un proyecto de minería subterránea de cobre ubicado en el municipio de Jericó, Antioquia. En este momento, se encuentran en etapa de análisis para presentar un nuevo Estudio de Impacto Ambiental (EIA); Soto Norte, de la canadiense Aris Mining y un fondo árabe, es un megaproyecto localizado en la Provincia de Soto Norte, el cual está frenado a causa de la falta de licenciamiento ambiental.
     
    Asimismo, en el radar está Libero Cooper, ubicado en Mocoa; así como El Alacrán, operado por Minerales Córdoba y el cual se localiza a 25 kilómetros de Puerto Libertador, en el departamento de Córdoba. De acuerdo con la empresa, avanzan en el estudio de factibilidad y el desarrollo del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para presentarlo en el segundo semestre de 2023. La etapa de producción de cobre –dependiendo del licenciamiento y la construcción de la mina– podría iniciar en 2026.
     
    Sarah Armstrong Montoya, CEO de Minerales Córdoba, explica a Forbes Colombia que “se ha determinado que el país cuenta con ambientes geológicos propicios para la exploración de depósitos de cobre. Por esto, es crucial continuar impulsando el desarrollo de proyectos como el nuestro. Tenemos como objetivo alcanzar una producción estimada de 474.000 toneladas de cobre”.
     
    A pesar de que cada unas de las empresas avanzan en sus trámites de licenciamiento, el problema radica en la burocracia institucional y en las demoras que suelen poner en vilo el desarrollo de estos proyectos.
    “Los proyectos de cobre tienen el potencial de transformar las regiones donde están ubicados y de contribuir con el cierre de brechas en el noroccidente del país. Sin embargo, debemos empezar ya a avanzar en los procesos de exploración y desarrollo de las minas que están listas para empezar construcción y montaje”, destaca Nariño, quien representa a las empresas mineras.
     
    De acuerdo con la Asociación Colombiana de Minería, en promedio una mina desde el primer hallazgo hasta el inicio de operaciones puede demorar 15 años. Por eso, ya se prenden las alarmas sobre la necesidad de acelerar el desarrollo de este tipo de proyectos, pues se trata de minerales estratégicos con alta demanda y los cuales son fundamentales para la transición.
     
    Los expertos y las empresas coinciden en que, ante el crecimiento de la demanda mundial y las nuevas exigencias de la transición, es necesario acelerar el desarrollo de este tipo de proyectos, así como la promoción y firma de nuevos contratos. Tanto para cobre, como para níquel, cobalto y litio, entre otros. “Hay que ser ágiles para responder al gran reto mundial de abastecimiento de minerales en el que Colombia tiene un rol por jugar y del que tiene mucho que ganar en los territorios”, sostiene Nariño.
     
    EL PLAN
     
    El Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Minas y Energía, ha destacado la importancia de impulsar este tipo de minerales para avanzar hacia la transición energética. Por eso, en medio de la creciente demanda mundial, que incluso se proyecta va a crecer 5% este año, según cálculos de Departamento de Estudios Económicos de Scotiabank, ya se está montando una estrategia para sacar al mercado nuevas rondas que permitan adjudicar contratos de este tipo de minerales.
     
    Según Planeación Nacional, en los próximos cuatro años el objetivo es sacar al mercado una subasta de 30 áreas para minerales estratégicos. Esto de la mano de la actualización de la política minera, en la que “se priorizarán la exploración, extracción y comercialización formal de minerales estratégicos como oro, materiales de construcción, cobre, níquel, cobalto, litio, tierras raras, entre otros”, dice el Plan Nacional de Desarrollo.
     
    Forbes consultó a la Agencia Nacional de Minería (ANH) para conocer detalles sobre la ronda minera, pero al cierre de esta edición no recibió respuesta. Sin embargo, fuentes cercanas al Gobierno confirmaron que en este momento se está trabajando con el Servicio Geológico Colombiano para actualizar el mapa minero y establecer el potencial real de los recursos y reservas que podría tener el país en minerales estratégicos.
     
    “En el contexto actual, la adopción de fuentes de energía renovable está en aumento; es innegable que la demanda mundial de cobre seguirá creciendo. Por lo tanto, aumentar la oferta de este mineral se ha convertido en una prioridad para todos los gobiernos”, argumenta Armstrong. “Colombia posee un gran potencial para contribuir a la transición energética, ya que cuenta con zonas y áreas altamente prospectivas para la exploración y extracción”.
     
    Por ahora todo lo que sale de El Roble se va por vía marítima desde el puerto de Buenaventura a China. Los empresarios creen que si se logra sacar adelante estos proyectos las divisas generadas por este sector se podrían multiplicar en cinco veces, así como se podrían movilizar millonarios recursos en regalías e impuestos.
     
    Por Kevin Bohórquez para Forbes.
  • Compañías de petróleo y minería duplicaron sus ganancias en 2022

    Factores como el alto precio del crudo y del carbón, tasa de cambio y la mayor producción explicaron este fuerte repunte en resultados.
    El año pasado fue uno de los mejores para la industria minero energética, cuyos ingresos escalaron por cuenta de los mejores precios del petróleo, carbón, oro, cobre, entre otros.
    Esto se ve reflejado en el informe de 1.000 empresas presentado por la Superintendencia de Sociedades, que muestra como este tuvo un alza de 80,1%, siendo el sector que mayor impulso tuvo en sus ventas. De acuerdo con la entidad, los ingresos de las compañías del sector fueron por $245,5 billones.
     
    Cabe recordar que el año pasado todos los sectores tuvieron incrementos y el promedio de las mayores compañías evaluadas por la Supersociedades fue de 34%.
    Ahora bien, al revisar las utilidades de las empresas del sector se observa que el alza fue considerablemente mayor. Para 2022, las ganancias alcanzaron $61,9 billones, es decir, un alza de 118,6% frente al dato presentado en 2021, cuando ganaron $28,3 billones.
    De esta forma, las compañías de esta rama fueron las que más aportaron a las utilidades, que fueron superiores a los $137,3 billones.
     
    El impulso se dio por factores como el precio de los commodities, la tasa de cambio y una mayor producción.
     
    Las más grandes
    Ecopetrol volvió a liderar en la tabla de las 1.000 compañías más grandes y por consiguiente la mayor también del sector. Durante 2022, sus ingresos fueron de $144,82 billones, es decir un incremento de 70,7% frente a los del año directamente anterior. En el caso de las utilidades, estas llegaron a $33,4 billones duplicando de esta forma lo obtenido en el año 2021.
     
    Las siguientes tres compañías se dedican a la producción y venta de carbón. Tal es el caso de dos empresas de Cerrejón y Drummond.
    Así, en el segundo y cuarto puesto de las minero energéticas más grandes están Carbones del Cerrejón y Cerrejón Zona Norte, cuyos ingresos sumados son de $23,57 billones y sus utilidades alcanzaron $6,87 billones. Las tasas anuales de crecimiento de ambos indicadores fueron considerables. Al sumar los ingresos y compararlos con 2021 se encuentra una variación de 175%. No obstante, es en las utilidades donde se ve una mayor dinámica positiva de 312,5%.
     
    En tercer lugar está Drummond, que opera en Cesar y Magdalena. Sus ventas fueron de $15,27 billones, que representa un alza de 79,7% frente al año anterior. Mientras que en el caso de sus ganancias estas escalaron 159,8% al llegar a $ 2,15 billones.
     
    En quinto lugar vuelve a aparecer una petrolera: Parex Resources. Esta compañía de exploración y explotación de crudo obtuvo unos ingresos por $5,49 billones, lo que representa casi una triplicación del resultado obtenido en el periodo anterior, con una variación de 288,73%. Ahora bien, ésta dinámica se profundiza al revisar las ganancias, que llegaron a $2,49 billones, frente a los $8.580 millones de 2021.
     
    El año pasado, la compañía reportó que había logrado su mayor producción histórica, al llegar a 60.000 barriles por día, que sumado al buen entorno de precios habría jalonado este resultado.
     
    Los factores
    Raúl Ávila, profesor de regulación y economía de la Universidad Nacional, explicó que hubo varios factores detrás de este comportamiento. El primero es el efecto del conflicto Ucrania - Rusia que disparó el valor de los commodities. En el caso del petróleo, este escaló a niveles incluso por encima de los US$130 por barril y el promedio de todo el año se situó en US$99. Esto tuvo un alto impacto en las ventas del Brent.
     
    Al haberse presentado una contracción en la oferta, con la salida de una parte importante de la oferta de hidrocarburos, sus precios se incrementaron en el entorno global.
     
    Por su parte, en el caso del carbón, su demanda se disparó para abastecer la necesidad de este energético para la generación térmica en Europa, tras el corte en el flujo de gas proveniente de Rusia.
    El informe de Ecopetrol de sus resultados de ese año resalta que este es uno de los principales factores de sus buenos resultados.
     
    En el documento, la principal compañía del país destaca que este factor así como el fortalecimiento del diferencial versus el Brent de destilados medios y gasolina les sumó $37,7 billones a los ingresos.
     
    Ávila señaló que “la coyuntura del conflicto generó un mayor impulso a las ventas al exterior de los energéticos que explicó que las empresas vendieran más y a esto se suman los altos precios”.
     
    Otro de los motivos que impulsaron los resultados financieros durante el año pasado fue el comportamiento de la Tasa Representativa del Mercado (TRM), cuyo promedio fue considerablemente alto.
    En promedio, el año pasado $4.255,44 fue la tasa de cambio que rigió en el país.
    Al ser el dólar la moneda en la que se hacen estos intercambios, su efecto es directo en los resultados financieros. De hecho, el informe de Ecopetrol destacó que solo este efecto sumó $14,6 billones a sus ingresos consolidados.
     
    Ahora bien, Ávila destaca que estos dos factores, llevaron a que se disparara la producción y venta al exterior para aprovechar el momento de altos precios.
    “Las ventajas de las ventas de estos productos con una tasa de cambio tan elevada es que impulsaron las utilidades tan altas, que también se beneficiaron de alta escasez y demanda de estos commodities”, remató el experto.
     
    Así mismo, la Superintendencia de Sociedades destacó que la mayor rentabilidad por patrimonio y activos se presenta en el sector minero energético con 39,6% y 17,9 %, respectivamente.
    Los activos de este sector fueron de $346 billones, mientras que su patrimonio llegó a $156 billones.
     
    De igual manera, resaltan que el mayor margen se da en el mismo sector, puesto que por cada $100 en ingresos, las ganancias alcanzan $25,2.
     
    Los ingresos del agro subieron 31%
    De acuerdo con la información de la Superintendencia de Sociedades, solo hay 26 compañías del sector agropecuario entre las 1.000 más grandes del país. Por ingresos es Mac Pollo la mayor empresa con $2,1 billones de ventas; seguida de Sunshine Bouquet ($1,6 billones), y Avidesa de Occidente ($1,2 billones).
     
    A pesar de ser el macrosector más pequeño dentro del ranking, con $15,3 billones de ingresos, tuvo el tercer crecimiento más alto durante el periodo, al ser de 31,5%. Así mismo, el agro logró utilidades de $0,7 billones, escalando desde las pérdidas vistas en 2020.
     
    Por Daniela Morale para Portafolio.
  • Contratos petroleros en el país no serían suficientes

    En 2023, los presupuestos en términos de exploración son de US$1.240 millones, y solo las privadas recortaron en US$170 millones sus recursos.
    La Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) advirtió que de los 381 contratos petroleros que hay firmados, 273 se encuentran en ejecución, 63 están en trámite de terminación y 35 están suspendidos.
     
    Por esto, Luis Guillermo Acosta, presidente del gremio, señaló que hay 175 contratos en términos efectivos para desarrollar estos recursos de hidrocarburos.
     
    De acuerdo con Acosta, el éxito en los procesos exploratorios es de entre 13% y 15%, por lo que estos recursos pueden ser incapaces de garantizar la autosuficiencia en el abastecimiento de gas y de combustibles líquidos.
     
    A esto se añade que de acuerdo con la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), este año la inversión en exploración por parte de las compañías privadas cayó 33% frente a los recursos del año pasado.
     
    En este 2023, los presupuestos en términos de actividad exploratoria es de US$1.240 millones, y solo las compañías privadas recortaron en US$170 millones sus recursos.
     
    “Las compañías ni siquiera tienen apetito por sacar lo que ya tienen garantizado”, explicó Acosta. Destacó que esto se evidencia en que los presupuestos para producción por parte de las privadas haya caído en US$200 millones para este año, según los mismos datos de ACP.
     
    Por este motivo, el presidente de Acipet llamó a repensar la propuesta de Gobierno de no firmar nuevos contratos para exploración y producción.
     
    El presidente de Acipet explicó que el país podría perder la autosuficiencia pronto, lo que además de poner en riesgo el autoabastecimiento de energéticos como el gas natural e impactar su precio, podría también alterar más de 3.000 artículos de uso diario que se elaboran con derivados de los hidrocarburos.
     
    Acosta señaló que este es un aspecto que se debe tener en cuenta cuando se habla de la transición energética.
     
    Por Portafolio.
  • Demanda de energía subió 1,85% en abril impulsada por industria minero energética

    Es de resaltar que la actividad comercial de explotación de minas y canteras tuvo un crecimiento de 21.41% en su demanda.
    La demanda de energía eléctrica en el mes de abril creció 1,85% con respecto a marzo de 2022. Por su parte, en lo que va acumulado del año de 2023 y con corte al 30 de abril, se tuvo un crecimiento del 1.78% de la demanda de energía del SIN en comparación al mismo periodo de 2022.
     
    Es de resaltar que la actividad comercial de explotación de minas y canteras tuvo un crecimiento de 21.41% en su demanda, mientras que la actividad que presentó mayor disminución fue industrias manufactureras que tuvo un decrecimiento de 9.61%, ambas cifras comparadas con el mismo periodo del año anterior.
     
    Es importante tener en cuenta que los crecimientos de la demanda de energía eléctrica se calculan como el promedio ponderado de los crecimientos de los diferentes tipos de días (comerciales, sábados, domingos y festivos).
     
    Con este tipo de cálculo disminuyen las fluctuaciones que se presentan en los seguimientos mensuales, originados por la dependencia del consumo de energía en relación con el número de días presentados en el mes de análisis.
     
    Discriminado por tipo de consumidor, en el consumo residencial y pequeños negocios (mercado regulado) se presentó un crecimiento del 1.83% y por su parte el consumo de industria y comercio (mercado no regulado) aumentó 1.67% con respecto al mismo mes del año anterior.
     
    Demanda de energía por regiones
     
    Oriente es la región del país con mayor crecimiento en la demanda de energía eléctrica en abril de 2023 con un aumento con 11.35%, seguida por Chocó con 4.14%, Guaviare con 3.86%, Caribe con 2.08%, Antioquia y CQR (Caldas, Quindío y Risaralda) ambas con 0.44%, y THC (Tolima, Huila y Caquetá) con 0.34%.
     
    Las regiones que presentaron disminución del consumo de energía fueron Sur con 0.49% menos, Centro con 0.79% y Valle con 2.38% menos.
     
    Por Daniella Rodríguez.
  • Ecopetrol abrió en Houston la comercializadora 'Eust', su segunda filial internacional

    Desde el nuevo punto que ya se puso en operación, la compañía energética planea atender la operación de todo Estados Unidos.
    El Grupo Ecopetrol, presidido por Ricardo Roa, anunció que se puso en operación una nueva comercializadora en Houston, Texas, Estados Unidos, con la finalidad de captar nuevos clientes y fortalecer la estrategia comercial en el mercado norteamericano.
     
    La nueva comercializadora se llama Ecopetrol US Trading, Eust, y su locación fue elegida porque Houston es conocida como una de las capitales energéticas del mundo, según expuso la compañía. Desde este nuevo punto, Ecopetrol atenderá las operaciones comerciales de Estados Unidos.
     
    Otra de las metas del nuevo punto es acceder a información de primera mano, a través del monitoreo local y en tiempo real, a las tendencias del mercado americano, los cambios en temas de regulación y los desarrollos de la industria de este país. Esto se suma a la búsqueda de alianzas que le permitirán seguir expandiendo su operación en el mercado internacional a la par con la promoción de las iniciativas de descarbonización.
     
    “El inicio de operaciones de Ecopetrol US Trading marca un hito importante para nuestra compañía, porque nos permitirá mejorar el conocimiento y seguir creciendo en un mercado tan importante como el norteamericano”, señaló Pedro Manrique, vicepresidente Comercial y de Mercadeo de Ecopetrol.
     
    Eust es la segunda filial que abre el Grupo Ecopetrol, pues la primera fue abierta en abril de 2022 en Singapur y se llama Ecopetrol Trading Asia.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Ecopetrol buscará elevar la tasa de recuperación mejorada para incrementar producción

    Las técnicas de recuperación mejorada utilizan tecnología para secar los yacimientos existentes, y extraer petróleo que antes no era accesible.
    La compañía colombiana Ecopetrol buscará aumentar la tasa de recuperación mejorada hasta 23% para incrementar su producción, sus reservas, compensar la caída de los precios del petróleo y conseguir los recursos para financiar la transición energética, dijo el presidente ejecutivo, Ricardo Roa.
     
    El funcionario asumió en abril su cargo en Ecopetrol ECO.CN, propiedad mayoritaria del Estado, con la misión de implementar la decisión del primer mandatario izquierdista de Colombia, Gustavo Petro, de dejar paulatinamente la dependencia económica de los hidrocarburos y el carbón para avanzar hacia energías renovables.La compañía colombiana Ecopetrol buscará aumentar la tasa de recuperación mejorada hasta 23% para incrementar su producción, sus reservas, compensar la caída de los precios del petróleo y conseguir los recursos para financiar la transición energética, dijo el presidente ejecutivo, Ricardo Roa.
     
    El funcionario asumió en abril su cargo en Ecopetrol ECO.CN, propiedad mayoritaria del Estado, con la misión de implementar la decisión del primer mandatario izquierdista de Colombia, Gustavo Petro, de dejar paulatinamente la dependencia económica de los hidrocarburos y el carbón para avanzar hacia energías renovables.
     
    La política incluye la prohibición de nuevos contratos de exploración y esfuerzos por parte del Gobierno para ayudar a las compañías a revitalizar sus operaciones.
     
    Roa, un ingeniero mecánico con más de tres décadas de experiencia en el sector energético, fue el gerente de la campaña que llevó a la presidencia a Petro en 2022.
     
    "Históricamente hemos tenido un nivel de factor de recobro cercano a 19%. La meta mía es subirlo a 23%. Cada puntico de mejora en el factor de recobro representa prácticamente unos 600 millones de barriles adicionales en las reservas", dijo Roa el martes en una entrevista con Reuters en su oficina.
     
    Las técnicas de recuperación mejorada utilizan tecnología y otros procesos para secar los yacimientos existentes, extrayendo petróleo que no era accesible en operaciones anteriores.
     
    Ecopetrol, la empresa más grande del país y el mayor productor de petróleo de Colombia, invertirá en tecnología y "clusters" de pozos para hacer mucho más eficiente su operación, aseguró Roa.
     
    En el primer trimestre de 2023 la producción aumentó un 3,9% interanual a 719.400 barriles equivalentes de petróleo al día (bped), mientras que la refinación alcanzó un récord de 412.000 barriles, un aumento en el bombeo que compensa la caída de los precios internacionales y la fortaleza del peso colombiano frente al dólar, agregó.
     
    EFICIENCIA PARA MAYOR PRODUCCIÓN Y MÁS RESERVAS
     
    "Hemos venido buscando nuevos hallazgos, identificando unos hallazgos en las áreas de producción que tenemos asignadas y eso es otro elemento que también podemos decir seguimos avanzando y seguimos creciendo en lo corrido del año", afirmó.
     
    El directivo dijo que la empresa busca una operación mucho más eficiente y focalizada con los contratos que tiene para lograr mayores reservas y un aumento de la producción.
     
    Ecopetrol cerró en 2022 con reservas de 2.011 millones de barriles de petróleo equivalente y pretende aumentar la producción con los 30 contratos de explotación y 48 de exploración que tiene actualmente, sostuvo Roa.
     
    El ejecutivo admitió que muchos de los campos están entrando en un estado de declinación considerable y que un mayor aprovechamiento a través de factores de cobro mejorado proporcionará los recursos para la transición energética.
     
    "Esta es la fuente de recursos para poder ser el gran jugador de la transición energética", afirmó al revelar que las metas de inversión del grupo energético oscilan entre 5.600 millones y 6.600 millones de dólares anuales.
     
    Roa indicó que se buscará elevar la proporción de gas dentro del total de los hidrocarburos que se explotan en Colombia, elevándolo a un 30% en 2030, desde el 20% actual.
     
    El directivo dijo que para la transición que impulsa el Gobierno la empresa se enfocará en energía solar, eólica, en proyectos de hidrógeno verde e hidrógeno azul, así como en los de sustitución de combustibles tradicionales.
     
    Roa descartó cualquier interés de Ecopetrol para comprar el fabricante de fertilizantes venezolano Monómeros y admitió la posibilidad de nuevas emisiones de bonos e inclusive de otros mecanismos que no precisó para financiar las inversiones.
     
    "Tenemos que ser más eficientes y hacer un reto mayor. Hay un espacio también importante para incrementar las reservas y la producción", concluyó.
     
    Por REUTERS para LaRepública.
  • Ecopetrol está en el quinto lugar del top 10 de firmas más valiosas de Latinoamérica

    Un nuevo informe de Brand Finance sacó el listado de las empresas con mayor valor de marca. Corona, Itaú y Claro, están entre las primeras.
    Como es costumbre, cada año la firma global en valoración de marcas, Brand Finance, se da a la tarea de seleccionar las 100 marcas más valiosas de América Latina. En el listado, figuró una colombiana, Ecopetrol, que está entre los primeros cinco lugares.
     
    En el informe se lee que el valor de las principales marcas latinoamericanas aumentó significativamente 21%. La cerveza Corona repite como la marca más valiosa de la región con un valor de marca de US$7.027 millones. “La economía latinoamericana ha crecido más de lo previsto en 2022 coincidiendo con el aumento del valor de sus principales marcas, cuyo valor conjunto ha propuesto 21%. Sin embargo, sus gestores no se relajarán demasiado porque las previsiones económicas para 2023 reforzarán las acciones para mantener y aumentar su competitividad”, dice el informe de Brand Finance.
     
    El ranking de las empresas latinas más valiosas quedó de la siguiente forma. Corona, como se mencionó, es la líder. La compañía mexicana encabezó el ranking con un aumento en su valor de marca de 20,7%, que ya alcanza los US$7.027 millones, ubicándose como la empresa mexicana más valiosa por tercer año consecutivo. “Como ya vimos en el informe Brand Finance Global 500 2022, Corona se ha enfrentado al impacto de la pandemia apostando con éxito por la diversificación y la inversión en nuevos productos”, dice Brand Finance.
     
    En el ranking, después de Corona, se ubica Itáu, de Brasil, con un valor de marca de US$6.600 millones, que es 30% más al que tenía en 2021. De tercera figuró otra compañía mexicana, que es Claro; lo hizo con un aumento en su valor de 30%, que es de US$5.500 millones.
     
    En esta nueva versión del ranking, las 100 marcas más valiosas y fuertes de América Latina sumaron un valor conjunto de US$139.548 millones. La firma global incluyó 20 nuevas entradas originarias de Bermudas y Brasil. La cuarta marca más valiosa es Pemex, también mexicana, con US$5.200 millones de valor de marca, sin embargo, se ubicó en ese lugar con números rojos, pues decreció 6%.
     
    En la casilla número cinco se ubicó Ecopetrol como la compañía más valiosa en Latinoamérica. La petrolera estatal colombiana registró un crecimiento significativo de 49%, con US$4.100 millones de valor. La compañía Ecopetrol, que escaló ocho puestos en esta versión, más la argentina Mercado Libre, que subió cuatro casillas, son de las marcas que más escalaron puestos en la clasificación y entraron en el top 10 en los puestos cinco y ocho respectivamente.
     
    “Ecopetrol de lejos es el principal activo industrial del país. Sus aportes a la macroeconomía son estratégicos, la productividad laboral y la del capital son con creces las más altas del país, y es fundamental para la autosuficiencia energética de la nación en el sector que es pilar principal de la oferta de energía: aporta aproximadamente 40-50% de toda la energía -carbón, electricidad, hidrocarburos, biocombustibles, leña- que se produce en el territorio nacional”, dijo Juan Pablo Fernández, analista del sector energético.
     
    Luego de Ecopetrol se ubicó Modelo Especial, de México, con US$3.900 millones (16%); la ya mencionada Mercado Libre, de Argentina, con US$3.800 millones (36%); sigue el Banco de Brasil que tuvo un decrecimiento de valor de 9%, con US$3.700 millones; y termina el top 10 la brasileña Petrobras, con US$3.600 millones de valor de marca, que es 20% más.
     
    En ese sentido, son Brasil y México los países que más lideran en el ranking por número de compañías, cada una con cuatro dentro del top 10. En cuanto a los sectores, tres industrias concentran 46% de las marcas: banca, cervezas y retail.
     
    Pero, como se mostró, además de los sectores cervecero y bancario, las empresas petroleras también destacan en la clasificación de las marcas más valiosas del año. Según Sergio Cabrales, experto en el sector minero energético, el buen comportamiento del sector petrolero “se debe al aumento de los precios internacionales del crudo producto de la guerra entre Rusia y Ucrania, que causó un incremento de más de 40%”.
     
    Por Allison Gutiérrez para LaRepública.
     
  • Ecopetrol está revisando la posibilidad de reactivar ocho contratos de exploración

    Durante la Cumbre Internacional de Sostenibilidad e Innovación Ambiental, el presidente de la compañía, Ricardo Roa, hizo el anuncio.
    El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, anunció que la compañía está analizando la posibilidad de reactivar ocho contratos de exploración que se encuentran suspendidos, esto con el objetivo de aumentar las reservas de petróleo y gas en el país. El anuncio fue hecho durante la Cumbre Internacional de Sostenibilidad e Innovación Ambiental, que se cumple en Bogotá.
     
    "Nosotros, desde Ecopetrol, hemos dado un parte de tranquilidad. Vamos a seguir buscando, vamos a seguir explorando en 48 contratos que tenemos activos. La solicitud que estamos trabajando en las mesas técnicas con Hacienda y el Ministerio de Minas es que tenemos un número importante de contratos (ocho) que han sido suspendidos. En esos contratos vamos a revisar la posibilidad de apertura de los mismos para seguir buscando petróleo y gas, aumentar las reservas y el gran que tenemos es garantizar para el país la seguridad energética", declaró el ejecutivo.
     
    Se espera plantear un cronograma en las mesas técnicas que se están trabajando con el Gobierno para así "sobre el mismo, ir desarrollando esa exploración nueva".
     
    La apuesta, según Roa, en offshore es de entre cinco y siete terapies cúbicos, lo que demanda inversiones de entre $6 billones y $7 billones, "no solo para garantizar siete u ocho años, sino para garantizar 15 o 20 años las reservas de gas en el país", resaltó el presidente de la compañía estatal.
     
    Sin embargo, respecto a la firma de nuevos contratos, el presidente de la compañía reiteró que se trata de una decisión institucional del Gobierno. "Esa es una decisión que habrá que hacer el ejercicio en la institucionalidad del Gobierno, donde está el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el Ministerio de Hacienda", señaló.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Ecopetrol reportó utilidades por $4,08 billones durante el segundo trimestre del año

    Con este resultado, la compañía más grande del país acumuló una utilidad neta de $9,7 billones para el primer semestre de 2023.
    Al cierre del mercado de este martes, Ecopetrol publicó sus resultados financieros y operacionales correspondientes al segundo trimestre del año.
     
    Los ingresos totales de la compañía más grande del país para ese periodo de tiempo sumaron $34,3 billones. Mientras que las utilidades alcanzaron $4,1 billones y el Ebida fue de $14,6 billones con un margen de 42,5%.
     
    "Es importante destacar que el Ebitda y la utilidad neta del primer semestre de 2023 son los segundos mejores reportados en la historia para tal periodo, lo cual ha permitido el pago de $11,3 billones en impuestos a la Nación e incluyendo cerca de $2,2 billones incrementales asociados al aumento de la tributación derivado de la reforma tributaria efectiva desde enero 2023", aseguró Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol.
     
    En producción, la compañía alcanzó un promedio de 728.000 barriles por día en promedio, en el acumulado del primer semestre son 724.000.
     
    En el primer trimestre del año, periodo comprendido entre enero y marzo, la compañía recibió cerca de $38,9 billones en ingresos, una cifra 1,97% inferior a la que presentó en el último trimestre de 2022 (octubre-diciembre), pero 16,46% mayor que la del mismo periodo del año pasado, cuando fue de $32,5 billones.
     
    Según explica Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy y experto en el sector minero energético, “ Los factores que impactaron los resultados de la compañía son factores externos, como la caída en los precios del petróleo (3,8% aproximadamente), la caída en la tasa de cambio (cerca de 6,9%) y la caída en los precios de los combustibles a nivel internacional (9% en promedio)”.
     
    Vera indica que estos factores de incidencia impactan los precios locales y los ingresos de la empresa. “En cuanto a los factores internos, un crecimiento de la producción en un nivel que no permitió contrarrestar los anteriores factores externos (menos de 2%)”.
     
    La producción llegó a un promedio de 728.000 barriles por día en el trimestre, lo que significó un incremento de 23.400 barriles por día y que es la máxima en tres años, impulsada principalmente por los s Campos de Caño Sur, Rubiales en Colombia, así como en Permian en Estados Unidos.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • EE. UU. flexibiliza sanciones contra la petrolera venezolana PDVSA

    Son cuatro las firmas estadounidenses que fueron autorizadas temporalmente para realizar transacciones con la compañía petrolera.
    El Gobierno de Estado Unidos anunció la flexibilización temporal de sanciones para realizar transacciones con la empresa estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA). Eso sí, se mantienen las restricciones a la producción y comercialización de hidrocarburos con Venezuela.
     
    La Oficina de Control de Activos Extranjeros (Ofac), de Estados Unidos, anunció que las transacciones estarán vigentes hasta el 19 de noviembre de 2023. Las firmas estadounidenses autorizadas para realizar las operaciones con PDVSA son Halliburton, Schlumberger Limited, Baker Hughes Holdings y Weatherford International.
     
    Las sanciones aplicadas a Venezuela están desde el 2017, cuando Washington anunció la congelación de cuentas bancarias, el acceso al sistema financiero y el bloqueo de las importaciones de hidrocarburos a la petrolera venezolana PDVSA.
     
    Las autorizaciones
    La Ofac menciona que las actividades aprobadas tienen que ver con “el mantenimiento limitado de las operaciones esenciales o la terminación gradual de operaciones en Venezuela".
     
    También ser permitirá “la participación y reuniones de los accionistas de juntas directivas, el pago a terceros por las actividades autorizadas, los pagos de impuestos locales, de salarios y contratistas en Venezuela”.
     
    Lo que no se autoriza son actividades como “la perforación, elevación o procesamiento, compra o venta, transporte o embarque de cualquier producto de petróleo de origen venezolano”.
     
    La Ofac recalcó que las transacciones relacionadas con exportaciones o reexportaciones de diluyentes a Venezuela no están autorizadas: “Se mantienen las restricciones para la participación en el diseño, instalación, construcción, reparación o mejorías de instalaciones que no tengan que ver con servicios requeridos para la seguridad”.
     
    Por Portafolio.
  • El auge petrolero de Guyana desafía el dominio de la OPEP+

    Se espera que Guyana bombee 1,2 millones de barriles de petróleo crudo por día para 2027, superando a muchos miembros de la OPEP, impulsado por el desarrollo del bloque Stabroek por parte de Exxon.
    En apenas cuatro años, Guyana pasó del primer descubrimiento al primer petróleo, un lapso de tiempo rápido en una industria en la que pueden llevar años poner en funcionamiento grandes proyectos energéticos. La ex colonia británica es ahora un importante productor de petróleo de América del Sur y un exportador mundial de petróleo. Como resultado, Guyana se está beneficiando de una enorme ganancia económica inesperada: el país está emergiendo como la economía de más rápido crecimiento del mundo, con un producto interno bruto (PIB) que en 2022 se expandió en un sorprendente 62%. Las consultoras industriales y el gobierno de Georgetown esperan que Guyana bombee 1,2 millones de barriles de petróleo crudo por día.para 2027, una cifra mayor que la de muchos miembros de la OPEP. El compromiso de Exxon de desarrollar el bloque Stabroek en alta mar, de 6,6 millones de acres, indica que la producción de petróleo podría aumentar aún más. Esto tiene el potencial de alterar la dinámica del mercado energético global y desafiar el poder de fijación de precios del consorcio OPEP Plus.
     
    Los datos del Ministerio de Recursos Naturales de Guyana muestran que el país de menos de un millón de habitantes estaba extrayendo 351.600 barriles de petróleo por día a fines de julio de 2023. Ese volumen de producción bombeado por los buques flotantes de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) Liza Destiny y Unity es mayor que su capacidad nominal combinada de 340.000 barriles por día. Exxon, que posee una participación del 45% en el bloque Stabroek y es el operador, dio prioridad al desarrollo del bloque a finales de 2020 debido al bajo precio de equilibrio del campo petrolífero de Liza de entre 25 y 35 dólares por barril y al petróleo crudo ligero y dulce de alta calidad. . Eso hizo que la superimportante energía mundial aumentara su actividad.con una gran campaña de perforación de exploración que finalmente produjo más de 30 descubrimientos y más de 11 mil millones de barriles de recursos petroleros en el Bloque Stabroek.
     
    Desde que se realizó el primer descubrimiento de petróleo en el Bloque Stabroek en 2015, el consorcio liderado por Exxon, compuesto por Hess, con una participación del 30%, y CNOOC, con una participación del 25%, ha aprobado seis proyectos con la fase inicial Liza-1 y 2 desarrollos completos. Hay cuatro operaciones más en desarrollo que, una vez puestas en marcha, elevarán significativamente la producción de petróleo a al menos 1,2 millones de barriles por día, y tal vez más. Estos incluyen la operación Payara de 220.000 barriles por día, con el primer petróleo programado para finales de 2023 y el proyecto Yellowtail de 250.000 barriles por día, que comenzará a operar en 2025. A principios de este año, el consorcio aprobó el proyecto de 250.000 barriles por día por valor de 12.700 millones de dólares . proyecto uarú, que se espera que comience a producir durante 2026. En las últimas noticias, Exxon y sus socios en el prolífico bloque Stabroek anunciaron que procederán con el sexto desarrollo, el proyecto Whiptail de casi 13 mil millones de dólares . Esta instalación constará de 72 pozos con una capacidad de producción nominal de 250.000 barriles por día y comenzará a operar a finales de 2027. 
     
    Una vez que todos esos activos estén operativos, Exxon tendrá la capacidad de extraer poco más de 1,3 millones de barriles por día del Bloque Stabroek. Cada una de esas operaciones, como las FPSO Liza Fase 1 y Fase 2 en funcionamiento, posee el potencial de bombear más petróleo que la capacidad designada. Por esta razón, la producción de petróleo del bloque Stabroek podría superar fácilmente los 1,3 millones de barriles esperados. Para 2027, la producción de petróleo de Guyana bien podría superar la previsión de 1,2 millones de barriles diarios, lo que hará que el país supere la producción de petróleo de muchos miembros de la OPEP y se convierta en el decimosexto mayor productor de petróleo del mundo. 
     
    El inmenso interés internacional en Guyana está siendo impulsado por una alta tasa de éxito en la exploración y un importante potencial petrolero en alta mar, que parece exceder el estimado por el Servicio Geológico de Estados Unidos. El petróleo ligero y dulce que se está descubriendo, con el grado Liza que posee una gravedad API de 32 grados y un contenido de azufre del 0,58%, es más fácil y barato para que las refinerías lo procesen en combustibles de alta calidad, lo que aumenta aún más la popularidad de la costa de Guyana. Según Rystad Energy, la intensidad de carbono del petróleo que se extraese encuentra entre algunos de los más bajos a nivel mundial. Se trata de un atributo extremadamente atractivo para las empresas energéticas extranjeras en un momento en que las grandes petroleras están siendo presionadas para reducir drásticamente las emisiones y convertirse en carbono neutral. Los bajos precios de equilibrio de la industria, estimados por Rystad en un promedio de 28 dólares por barril, hacen que operar en la costa de Guyana sea altamente rentable, especialmente con el Brent vendiéndose a alrededor de 90 dólares por barril. 
     
    Por esas razones, la creciente producción de petróleo de Guyana no se detendrá en 1,2 millones o 1,3 millones de barriles por día, ni los recursos petroleros descubiertos permanecerán en alrededor de 11 mil millones de barriles; ambos se expandirán a un ritmo sólido. A principios de este año, la Agencia de Protección Ambiental de Guyana dio luz verde a la campaña de perforación de 35 pozos de Exxon para el Bloque Stabroek, que conducirá a nuevos descubrimientos de petróleo basados ​​en la tasa de éxito de la gran empresa. Otras empresas energéticas extranjeras están invirtiendo en activos de exploración y actividades de perforación en el mar de Guyana. La primera subasta de petróleo pendiente de Georgetown, que se ha retrasado varias veces desde diciembre de 2022, captó un interés considerable. Según se informa, la petrolera nacional de Brasil, Petrobras, está considerando invertir en Guyana, mientras que la superimportante francesa TotalEnergies,
     
    La creciente producción de Guyana y los recursos petroleros descubiertos impulsarán la oferta global en un momento crucial, lo que disminuirá la influencia del cártel OPEP Plus. En reconocimiento de esto y del tremendo potencial petrolero de Guyana, la OPEP está intentando cortejar a la ex colonia británica para que se una a sus filas. El cartel ha invitado a representantes de Guyana a participar en sus reuniones en Europa, pero aún no ha invitado oficialmente al país a unirse al cartel. De todos modos, Georgetown parece reticente a unirse a la OPEP, especialmente porque su membresía exige que Guyana cumpla con varias reglas y regulaciones. De hecho, tal medida impondría limitaciones a la industria petrolera de Guyana al exigir el cumplimiento de las cuotas de producción de la OPEP Plus, una razón clave por la que el vecino regional Ecuador salió del cartel en 2020.
     
    La explosiva llegada de Guyana como importante productor mundial de petróleo, pasando del primer descubrimiento al primer petróleo en apenas cuatro años, pondrá a prueba el dominio de la OPEP. Cuando se combine con los planes de Brasil de convertirse en el cuarto productor mundial , América del Sur resurgirá como una importante región productora de petróleo con la capacidad de desafiar el papel de la OPEP Plus como formadora de precios globales. Todos estos son acontecimientos importantes para el mayor consumidor de petróleo del mundo, Estados Unidos, donde las refinerías de la costa del Golfo, desde 2019, cuando el presidente Donald Trump incrementó las sanciones contra el petróleo venezolano , han estado buscando fuentes alternativas de suministro. También mitigará la actitud a veces antagónica del Reino de Arabia Saudita hacia Estados Unidos, responsable del aumento de los precios del petróleo.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
     
  • El aumento en el precio de la gasolina provocaría un incremento de 0,6% en inflación

    Los cálculos de Corficolombiana indican que cada aumento de $1.000 por galón eleva la inflación total en 64 puntos básicos.
    Uno de los factores que han provocado que el incremento de la gasolina se haga de forma gradual cada mes es la inflación, indicador que llegó a 13,34% anual en marzo, levemente por encima del dato de febrero, que fue de 13,28%. Y el tema sobre la mesa esta semana es el incremento histórico de $600 para este mes, lo que conlleva analizar la incidencia de esto en el componente inflacionario.
     
    Desde la Fundación Xua Energy se calcula que un aumento de 10% en el precio del ingreso al productor de la gasolina tiene un efecto en inflación de 0,6% aproximadamente, que dado el ajuste de este mes, sería el efecto esperado que dé en materia inflacionaria para el mes de mayo por cuenta del incremento.
     
    Los cálculos de Corficolombiana indican que cada aumento de $1.000 por galón eleva la inflación total en 64 puntos básicos. “Implica que continuar aumentando los precios de la gasolina hasta cerrar la brecha vs el precio paridad de exportación, aportaría más de tres puntos porcentuales a la inflación total”, indicó Julio Romero, economista jefe en Corficolombiana.
     
    David Cubides, director de investigaciones económicas en Alianza Valores, calcula que por cada $100 que sube el precio de la gasolina se puede impactar entre cuatro y cinco puntos básicos a la inflación”.
     
    Sin embargo, el experto resalta que “no hay que ver el efecto completo, porque hay que tener en cuenta esa desagregación que está haciendo el Gobierno”.
     
    Si se amplía la perspectiva, Cubides explica que el rubro de combustibles pesa 3% en la inflación y está dentro del transporte, que pesa 15%, “es un rubro que, si bien no pesa tanto, las alzas han sido generalizadas en los últimos meses y eso, por su puesto, genera que este componente registre una tendencia alcista”.
     
    Y en ese sentido, en Alianza Valores se analiza que aunque el efecto genera presión sobre los precios, hay otros componentes que se vienen moderando y eso contribuye a que el impacto no sea tan fuerte.
     
    “Entre los componentes que vienen moderándose está, por ejemplo, alimentos, restaurantes y hoteles, que eventualmente van a compensar la subida de la gasolina y al final vamos a encontrar una moderación de la inflación”, explica Cubides. Además, el experto pronostica que el año cerrará con una inflación cercana a 9%.
     
    En un recuento de los precios de la gasolina, para septiembre, se mantuvo el establecido en julio ($9.380), pero desde octubre, los incrementos se han implementado de forma gradual.
     
    En octubre, noviembre y diciembre del año pasado, el galón de gasolina subió en promedio $200 por mes. En enero, se registró un alza de $400 y en febrero fue de $250. En marzo y abril, el incremento fue de $400 en promedio.
     
    Romero explica que “si el gobierno aumenta los precios de la gasolina en $600 por galón cada mes, y se mantienen estable el precio paridad de exportación, en un periodo de ocho a nueve meses se habrá cerrado la brecha”.
     
    Juan Felipe Neira, docente de la Universidad Externado y experto en el sector, explicó que “el propósito del Gobierno es que para mediados del segundo semestre de este año ya estuviéramos en una equiparación casi total”.
     
    Julio César Vera, presidente de Xua Energy, indica que “si bien es una decisión adecuada y responsable en materia de política fiscal y económica, obviamente tiene efectos económicos sobre los consumidores directos de este producto”.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
     
  • El Caribe colombiano, eje clave para la modernización y la transición energética del país

    El Plan Nacional de Desarrollo (PND) contempla, de cara a 2026, la generación de 2.000 MW de energía de fuentes no convencionales.
    En el foro “El Caribe, Potencia de Vida y Desarrollo”, en Cartagena, el director de Infraestructura y Energía Sostenible del DNP, Nicolás Rincón Munar, dijo que esta región del país tiene un potencial en la generación de fuentes no convencionales.
     
    La transición energética, vale resaltar, es una de las grandes apuestas del Plan Nacional de Desarrollo, que contempla incluir cerca de 2.000 MW de Fncer a 2026.
     
    “El Plan Nacional de Desarrollo contempla un cambio en el modelo de desarrollo de infraestructura, que consiste en pasar de conectar los grandes centros de producción y consumo con los puertos a conectar el 100% de los municipios. En este sentido, un territorio más moderno y mejor ordenado, nos permitirá tener mejores condiciones de vida a nivel general para la población”, resaltó Rincón.
     
    En cuanto a la transición energética, Nicolás Rincón destacó que esta región del país tiene un potencial enorme en la generación de fuentes no convencionales, lo cual es una de las grandes apuestas del Plan Nacional de Desarrollo, que contempla incluir cerca de 2.000 MW de FNCER a 2026.
     
    Esto ayudará a combatir el cambio climático, pero también a reducir costos logísticos en la zona Caribe, que históricamente han sufrido los altos costos de la energía, lo cual afecta la productividad, los costos logísticos y a la industria nacional.
     
    Por Roberto Casas para LaRepública.
  • El fantasma de la recesión económica en 2023 sigue presente

    Según estimaciones de la Fed y el FMI, las políticas monetarias serían causantes de la desaceleración.
     
    La alta inflación que se ha venido presentando en diferentes países del mundo, la volatilidad de la economía y la crisis bancaria podrían llevar a una recesión económica en el segundo semestre de este año.
     
    La Reserva Federal (Fed) de Estados Unidos, en sus minutas de marzo, estimó que dada su evaluación de los posibles efectos económicos de los acontecimientos recientes del sector bancario, la proyección muestra una leve recesión a partir de finales del 2023, “con una recuperación en los dos años siguientes”.
     
    En la misma línea, los miembros del Fondo Monetario Internacional (FMI), señalaron que también incluían en sus previsiones una recesión leve, en el mismo periodo previsto por la Fed.
     
    Ahora bien, la directora del FMI, Kristalina Georgieva, afirmó el jueves que el crecimiento global pronosticado para los próximos años, que rondará el 3%, nunca puede ser considerado “fabuloso”, aunque esté lejos de la recesión, según la agencia EFE.
     
    Llevando la mirada hacia los factores que pueden desencadenar en una recesión, Alejandro Useche, profesor de la Universidad del Rosario, indicó que las altas inflaciones y la soluciones de los países por atacarlas, como las altas tasas de interés, han llevado a una desaceleración de la economía.
     
    “En las últimas semanas el planeta se está enfrentando a unas situaciones muy complejas que tienen que ver con la alta volatilidad de ciertos activos financieros, pero sobretodo de graves crisis financieras de entidades que se suponía que eran fuertes. Esto está llevando a la incertidumbre a elevar los niveles de riesgo percibidos, pero al tiempo, se está entendiendo que son problemas localizados, muy diferentes a la gran crisis financiera que sucedió en el 2008”, dijo Useche.
     
    A su vez, Munir Jalil, director de investigaciones económicas de BTG Pactual, apuntó que después de una arranque positivo asociado con el potencial control de la inflación y un mejor desempeño, el FMI ha revisado a la baja el crecimiento económico de abril.
     
    “Para Latinoamérica el FMI también revisó a la baja su expectativa de crecimiento económico, debido a una menor demanda global por bienes básicos y a las políticas monetarias restrictivas que han tenido que adoptar los países para controlar la inflación”, dijo el analista.
     
    Igualmente, Theodore Kahn, director asociado de Control Risks, explicó que desde hace varios meses se anunciaba un riesgo de recesión por las subidas en las altas tasas de interés.
     
    “Esta inestabilidad parece estar contenida y una posible recesión este año sería moderada, con una recuperación rápida. Sin embargo, hay todavía riesgos desconocidos. Pueden surgir todavía otros episodios de inestabilidad bancaria y financiera”, aseguró. 
     
    Por Diana K. Rodríguez T. para Portafolio.
  • El petróleo del Presal de Brasil gana una popularidad mundial sin precedentes

    Petrobras planea centrarse en el desarrollo de sus activos presalinos de aguas profundas y ultraprofundas, con 41.000 millones de dólares de su gasto de capital destinados a este fin, con el objetivo de aumentar la producción de petróleo en un 19% para 2027.
    A pesar de que los mercados financieros se vieron sacudidos por la victoria electoral del izquierdista Luiz Inácio Lula da Silva, conocido como Lula, en octubre de 2022, hay señales de que el presidente de Brasil seguirá apoyando el floreciente auge petrolero del país. Incluso después de que Lula criticara lo que describió como un dividendo excesivo de la petrolera nacional Petrobras e implementara un  impactante impuesto temporal a la exportación de petróleo , el gobierno continúa apoyando al económicamente crucial sector de hidrocarburos de Brasil. En un acontecimiento reciente, Lula respaldó el plan de Petrobras de perforar en un lugar marino ecológicamente sensible cerca de la desembocadura del río Amazonas. Esto ha desencadenado una reacción violenta en todo el mundo, con  una aceleración de la deforestación de la selva amazónica  bajo el predecesor de Lula, Jair Bolsonaro.
     
    Hay señales, a pesar de la presión de Lula para aumentar la participación estatal en la industria petrolera brasileña, de que el país posee el potencial para convertirse en el cuarto productor de petróleo del mundo. Desde el primer gran descubrimiento de petróleo en el presal marino, la producción de hidrocarburos de la mayor economía de América Latina ha crecido a un ritmo constante anualmente. El regulador de la industria petrolera de Brasil, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), informó recientemente una producción récord para julio de 2023.
     
    Según la agencia, Brasil bombeó un promedio de 3,5 millones de barriles de petróleo crudo por día, un 4,3% más que el mes anterior y un impresionante 18,6% más que el mismo período del año anterior. La producción total de hidrocarburos también alcanzó un récord para julio de 2023 de casi 4,5 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que representa un aumento del 3,6% en comparación con el mes anterior y un enorme 17,5% más año tras año. La producción de petróleo del Presal en julio de 2023 fue responsable del 75% de la producción total de petróleo de Brasil, en comparación con el 75,5% del período equivalente del año anterior. Esas cifras dan fe del considerable potencial que tienen las cuencas petroleras presalinas de aguas ultraprofundas marinas de Brasil, que son responsables de impulsar un crecimiento de producción tan impresionante y constante.
     
    La producción de los prolíficos yacimientos petrolíferos del presal marino de Brasil seguirá creciendo a un ritmo constante. La estatal Petrobras, donde Brasilia posee casi el 37% de la empresa, como parte de su  plan estratégico 2023 a 2027  pretende centrarse en el desarrollo de sus activos presalinos de aguas profundas y ultraprofundas. La petrolera nacional de Brasil ha presupuestado un gasto de 78 mil millones de dólares entre 2023 y 2027, de los cuales el 83% está destinado a inversiones en actividades de exploración y desarrollo. Petrobras planea asignar 41.000 millones de dólares de su gasto total de capital durante ese período al desarrollo de activos presalinos. Esto, según afirma Petrobras, aumentará la producción de petróleo a 2,5 millones de barriles por día para 2027, un aumento del 19% con respecto a 2023, y el 78% de ese volumen estará compuesto por petróleo extraído de los campos presalinos.
     
    La creciente popularidad del petróleo presalino de Brasil en los mercados energéticos mundiales es parte de la razón por la que Petrobras se concentra en desarrollar esos activos. La creciente necesidad de formas más ligeras y dulces de petróleo crudo con bajos niveles de contaminantes como el vanadio hizo que la popularidad de los grados Lula y Buzios del presal brasileño se disparara en Asia. Lula tiene una gravedad API de 29 grados, lo que lo convierte en un petróleo crudo medio con un contenido de azufre del 0,27%, lo que significa que es particularmente dulce. Búzios, con un API de 28 grados y un contenido de azufre de 0,31%, posee características similares. Esos atributos hacen que Lula y Búzios sean más baratos y menos complejos de refinar para convertirlos en combustibles de mayor calidad que el crudo más pesado con alto contenido de azufre, que es típico del petróleo producido en las costas de América del Sur.
     
    Esas razones, junto con requisitos de emisiones cada vez más estrictos en todo el mundo, desencadenaron un aumento considerable en la demanda de los grados de petróleo Lula y Búzios de Brasil, especialmente de Asia, siendo el mayor productor de petróleo de América Latina uno de los 10 principales proveedores de China. Incluso hubo un breve período, hace algunos años, en el que  las calidades del petróleo de Lula y Búzios se cotizaban con prima. al índice de referencia internacional Brent debido al rápido aumento de la demanda. Petrobras se centra en seguir desarrollando el campo de Búzios, que es el segundo campo más grande responsable del 18,5% de la producción total de Brasil, hasta el punto de que será el motor clave del crecimiento de la producción para el gigante energético integrado controlado por el estado y para Brasil. De aquí a 2027, Petrobras pretende instalar seis buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) adicionales en el campo de Búzios.
     
    Mientras dure el plan estratégico, Petrobras prevé perforar un total de 42 pozos exploratorios, dos de ellos en Colombia, 24 en las Cuencas del Sudeste y 16 en la Margen Ecuatorial. Es ese último lugar de perforación el que provocó una considerable consternación en Brasil y en todo el mundo e incluso provocó protestas contra la compañía petrolera nacional. Petrobras  propuso explorar la cuenca costera de Foz do Amazonas,  cerca de la desembocadura del río Amazonas. Los planes de la importante energética integrada fueron rechazados por la agencia de protección ambiental de Brasil, IBAMA, pero el presidente Lula y la oficina del fiscal general  apoyan los planes de la compañía  a pesar de la oposición de la ministra de Medio Ambiente, Marina Silva. 
     
    Esto ha provocado una considerable controversia internacional. El presidente izquierdista de Colombia, Gustavo Petro,  que planea prohibir la exploración petrolera  en su país, criticó la decisión. Esos acontecimientos han provocado una considerable consternación en todo el mundo respecto de la posibilidad de que el petróleo dañe los arrecifes cercanos ecológicamente sensibles y la biodiversa desembocadura del río Amazonas, que ya está siendo afectada por la acelerada deforestación de la cuenca del Amazonas. Incluso sin que Petrobras realice perforaciones en la cuenca de Foz de Amazonas, Brasil posee considerables recursos petroleros marinos, lo que le permitirá expandir su producción de petróleo. 
     
    Las empresas energéticas extranjeras están invirtiendo fuertemente en las costas de Brasil. Shell y TotalEnergies, que son el segundo y cuarto mayor productor de petróleo, respectivamente, comenzaron una campaña de perforación de exploración en junio de 2023. Los bajos costos de equilibrio de la industria, que según Petrobras promedian 33 dólares por barril para sus operaciones, están atrayendo un interés considerable por parte de las grandes empresas energéticas extranjeras. Esos costos de equilibrio, que se encuentran entre los más bajos de América del Sur, junto con el petróleo presalino de Brasil que tiene bajo contenido de azufre y es más barato y más fácil de refinar para convertirlo en combustibles de alta calidad y bajas emisiones. A pesar de las  consecuencias de los intentos de Lula Para aumentar la participación del gobierno en los ingresos provenientes de la industria petrolera de Brasil, ha habido poco o ningún impacto material en la inversión petrolera en el país. Por estas razones, Brasil, que es el noveno mayor productor de petróleo a nivel mundial, está en camino de superar a Canadá y  convertirse en el cuarto mayor productor del mundo.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • El petróleo y gas persistirán bajo un escenario de transición energética en Colombia

    Para 2050, bajo el escenario de la transición energética, los hidrocarburos seguirán teniendo una participación superior a 50%.
    El Ministerio de Minas y Energía reveló que, con corte a diciembre de 2022, las reservas probadas de crudo llegaron a 2.074 millones de barriles. La cartera calcula que hay una relación entre reservas probadas y de producción de 7,5 años. En cuanto a gas, las reservas probadas en 2022 cerraron en 2.82 terapiés cúbicos (Tpc): el país tiene unas reservas de 7,2 años.
     
    Se espera que para 2050, bajo el escenario de la transición energética, los hidrocarburos seguirán teniendo una participación mayoritaria superior a 50%, un tema relevante para los gremios y expertos de petróleo y gas.
     
    Ante este panorama, el sector de los hidrocarburos ha esbozado varios retos para el sector. La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) aseguró que el objetivo principal es garantizar la autosuficiencia energética “sin la firma de nuevos contratos y la incertidumbre en torno a la Hoja de Ruta para la Transacción que defina el Gobierno Nacional”.
     
    Explicaron que uno de los desafíos será garantizar la operación de los campos, la cual está afectada por la inseguridad, el orden público y la creciente conflictividad social.
     
    Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy, dijo que “lo primordial son las reglas de juego porque se han cambiado y hoy el sector tiene mucha preocupación. Sin estabilidad, hay menos perforación, inversión, regalías y empleo”.
     
    Un segundo reto del sector destacado por la ACP es el fortalecimiento del relacionamiento con las comunidades, además de mejorar la percepción que se tiene de la industria y sus ventajas.
     
    “Cada vez más las comunidades tienen mejor información y expectativas más altas sobre los beneficios que genera el rubro energético y de hidrocarburos”, dijo Vera. El sector tiene el reto adicional de dar a conocer a las comunidades las expectativas reales de empleo e inversión. “Tiene que haber información y transparencia para buscar que a la comunidad le queden beneficios de la actividad”, agregó el experto.
     
    La ACP cree que el país necesita una transición productiva en conjunto con la energética. La razón principal es que los hidrocarburos representan más de 50% del PIB con la operación en 19 departamentos. “Son fundamentales para la seguridad energética de todos los colombianos a corto y largo plazo”.
     
    Por Cristian Acosta para LaRepública.
     
  • El productor Petrobras recortó la política de dividendos a 45% del flujo de caja libre

    Los altos precios del petróleo, las ventas de activos y los recortes de costos permitieron a Petrobras aumentar los pagos a los accionistas bajo la administración anterior.
    El productor de petróleo estatal de Brasil, Petrobras, aprobó el viernes una nueva política de dividendos que reduce los pagos al 45% del flujo de caja libre, dijo en un comunicado.
     
    Si bien redujo el nivel de dividendos, incluyó la recompra de acciones como una opción para recompensar a los accionistas. El productor de petróleo controlado por el estado brasileño distribuyó anteriormente hasta el 60% del flujo de efectivo operativo menos las inversiones, cuando la deuda total era inferior a US$65.000 millones.
     
    La empresa mantendrá los pagos mínimos de dividendos en US$4.000 millones al año, siempre que los precios medios del petróleo Brent superen los US$40 el barril. Los pagos de dividendos se realizarán cuando la deuda esté en o por debajo de los niveles máximos establecidos en su plan estratégico, dijo. La política ofrece a los accionistas pagos predecibles sin comprometer la capacidad de crecimiento de la empresa, dijo.
     
    Petrobras planea usar la política revisada para calcular los pagos de las ganancias del segundo trimestre. El monto del dividendo se decidirá en una reunión de directorio la próxima semana.
     
    Los altos precios del petróleo, las ventas de activos y los recortes de costos permitieron a Petrobras aumentar los pagos a los accionistas bajo la administración anterior. Durante su campaña del año pasado, el presidente Luiz Inacio Lula da Silva criticó a Petrobras por colmar de efectivo a los inversionistas privados sin gastar en refinación y transición energética.
     
    Por Bloomberg.
     
  • El ruido de sables de Maduro reaviva la disputa fronteriza entre Venezuela y Guyana

    Venezuela reclama derechos sobre la región de Esequibo en Guyana, donde Exxon descubrió recientemente importantes depósitos de petróleo.
    Las tensiones por una larga disputa fronteriza entre Venezuela y Guyana están aumentando una vez más. La disputa de décadas se origina en el reclamo de Venezuela sobre el Esequibo, una región predominantemente selvática escasamente poblada pero rica en recursos del oeste de Guyana, que comprende casi dos tercios del territorio de la ex colonia británica. El ruido de sables de Maduro  continúa desde Exxon, realizando una serie de impresionantes  descubrimientos de petróleo de clase mundial en las aguas territoriales de Guyana. El reclamo territorial de Venezuela incluye las aguas frente a la costa del Esequibo, que contiene muchos de esos descubrimientos de petróleo. El último estallido es un intento del  desesperado régimen de Maduro para obtener acceso a recursos que se necesitan con urgencia y al mismo tiempo distraer a la población venezolana de la terrible situación económica del país.
     
    La  disputa por el Esequibo se remonta a 1830 , cuando Venezuela se separó de la Gran Colombia para convertirse en un estado soberano independiente. En 1835, el Imperio Británico envió al explorador de origen alemán Robert Herman Schomburgk para mapear Guyana y demarcar una frontera con Venezuela. La frontera trazada por Schomburgk provocó protestas en Venezuela, y Caracas afirmó que Gran Bretaña estaba invadiendo el territorio del país. Fue este acontecimiento el que encendió la disputa territorial, que hasta el día de hoy sigue sin resolverse a satisfacción de ambas partes. Varios intentos de arbitraje, incluido el Laudo Arbitral de 1899, el Acuerdo de Ginebra de 1966, el Protocolo de Puerto España de 1970 y el Acuerdo de Buenos Oficios de 1990, no lograron resolver la disputa satisfactoriamente.
    La última ronda de ruido de sables de Maduro comenzó después de que  Guyana lanzara su primera subasta petrolera  con 14 bloques marinos en oferta, con ocho ofertas recibidas, incluidas las de las grandes empresas energéticas Exxon y TotalEnergies. El Ministerio de Relaciones Exteriores de Venezuela, desde Caracas,  emitió un comunicado a principios de este mes  (en español) diciendo: "La posición arrogante y hostil de Guyana, que niega el diálogo y la diplomacia, es el mayor obstáculo para alcanzar una solución". 
     
    El ministerio afirmó que "(Guyana) se muestra una vez más como un gobierno subordinado, rehén de la transnacional ExxonMobil, que le prohíbe retomar el diálogo soberano con Venezuela". 
     
    El comunicado también decía:
     
    “Alertamos a la comunidad internacional sobre las intenciones de Estados Unidos de crear, en nuestra zona de paz de América Latina y el Caribe, una base militar en la República de Guyana, para convertir a ese país en punta de lanza de una operación de agresión contra la República Bolivariana de Venezuela. , lo que pondría en riesgo la paz y la estabilidad de toda la región. El pueblo y el gobierno de Venezuela unidos en defensa de la patria, no cederán ni se dejarán intimidar por presiones, chantajes o amenazas cuando se trata de defender la sagrada patria”
     
    El gobierno de Guyana en Georgetown se niega a participar en las reuniones propuestas por Maduro, y con razón, habiendo remitido el asunto a la Corte Internacional de Justicia (CIJ) para su resolución. La CIJ ha estado gestionando la disputa territorial a solicitud de Guyana desde 2018, y el tribunal afirmó en una sentencia de 2020 que tenía jurisdicción sobre el asunto. Luego, en  un fallo de abril de 2023 , el tribunal consideró admisibles las objeciones preliminares planteadas por Venezuela en una presentación de junio de 2022, que esencialmente cuestionaban la jurisdicción de la CIJ sobre la disputa. Desde entonces, no ha habido más declaraciones materiales sobre el asunto emitidas por el tribunal.
     
    Guyana ha recibido refugiados que huyen de Venezuela debido a la crisis precipitada por la corrupción endémica y la extrema mala gestión de la economía y de la industria petrolera financieramente crucial del régimen autocrático de Maduro. Se estima que de los más de  7 millones de venezolanos que han huido de su país  desde 2015, alrededor de 100.000 se han asentado en Guyana, lo que representa alrededor de ocho de la población de Guyana. Esto está generando temores de que una afluencia tan masiva de refugiados venezolanos a la pequeña ex colonia británica de menos de un millón de habitantes tenga el potencial de desencadenar disidencia civil y otros problemas, especialmente si Maduro intensifica su ruido de sables.
     
    Guyana también se encuentra en la posición nada envidiable de ser potencialmente incapaz de rechazar militarmente cualquier invasión del Esequibo por parte de Venezuela. En comparación con el ejército de Venezuela, que ocupa el tercer lugar en Sudamérica detrás de Colombia y Brasil, la fuerza de defensa de Guyana es limitada en tamaño y equipamiento. Si bien Venezuela posee tanques, artillería y aviones modernos, así como una considerable armada marítima, Guyana tiene muy poco equipo de guerra moderno y aproximadamente una vigésima parte del personal de su adversario. Más preocupante es que hay asesores militares rusos e iraníes desplegados en Venezuela que están integrados en varias unidades. 
     
    El grupo terrorista designado por Estados Unidos,  Hezbollah, también tiene una presencia significativa en Venezuela , donde es un respaldo clave del régimen autocrático de Maduro. Irán ha utilizado durante mucho tiempo a Hezbollah como representante de sus guerras en el Medio Oriente, incluida, más recientemente, Siria. El apoyo de esas potencias proporciona a Caracas acceso a más equipo militar moderno y mano de obra capacitada, que podría utilizarse para dominar las fuerzas de defensa de Guyana. Esto hace esencial que países de la región como Estados Unidos y Brasil actúen como garantes de la integridad territorial de Guyana frente a una Venezuela totalitaria cada vez más beligerante.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
     
  • Empresarios instan a replantear la política comercial

    Por anuncios de medidas de aranceles inteligentes y renegociación de acuerdos de inversión, el sector cree que es importante revisar algunos cambios.
    Los anuncios del Gobierno con respecto a los aranceles y la política comercial de Colombia han elevado el riesgo y la incertidumbre en los exportadores por las implicaciones que conlleva no revisar con lupa y determinar a los directamente implicados en las propuestas arancelarias del país.
     
    En días pasados, con la aprobación de Plan Nacional de Desarrollo, el Gobierno Petro incluyó el artículo 210 el cual propone “promover la defensa comercial de la Nación mediante una política de remedios comerciales y aranceles inteligentes”, con el fin de lograr un equilibrio en las condiciones de competencia para la producción nacional, frente a las importaciones.
     
    Adicional a esta medida se sumó la de renegociar, en caso de que sea necesario, los Acuerdos de Promoción y Protección Recíproca de Inversiones (Appri). El ministro de Comercio, Industria y Turismo, Germán Umaña, aseguró que estos acuerdos tienen unas cláusulas que crearon desequilibrios jurídicos, y también manifestó que el país cuenta con medidas de defensa comercial, como los aranceles, que se usarán en la medida que sea necesario.
     
    “No es que se vayan a subir o a bajar los aranceles, sino que ahora habrá mecanismos más ágiles para la toma de decisiones, cuando sea necesario”, explicó el jefe de la cartera.
     
    El sector del comercio ha manifestado su preocupación por las medidas que se están tomando, manifestando que hay riego de que se pierdan acuerdos bilaterales con los países involucrados.
     
    Cabe destacar que durante el primer trimestre de 2023, según los calculos del Dane, las importaciones totales en Colombia sumaron US$16.445 millones, siendo un -13,2% menores a las del mismo periodo del 2022 (US$18.941 millones). Según los datos de la entidad, además del petróleo y sus derivados, los productos no minero-energéticos son los que más se importan y exportan cada mes.
     
    Retomando la discusión de las posibles implicaciones que traería para al país las políticas comerciales, Javier Díaz, presidente de la Asociación de Comercio Exterior (Analdex), en conversación con Portafolio explicó que son preocupantes los anuncios del ministro de la cartera de Comercio, teniendo en cuenta que pueden ser políticas con las que se está de acuerdo, sin embargo, hay riesgo de que puedan ser interpretados de diferentes maneras.
     
    “Desde que vimos el PND advertimos que no nos gustaba ese artículo de aranceles inteligentes porque Colombia ya tiene mecanismos para proteger su producción nacional. Tiene políticas de salvaguardias en derecho antidumping y en derechos compensatorios. La pregunta que tenemos es ¿qué más queremos?”, aseguró.
     
    Ahora bien, desde la perspectiva sectorial, María Claudia Lacouture, presidenta de la Cámara de Comercio Colombo Americana (AmCham), explicó hay unas variables que generan incertidumbre en la inversión estadounidense, como lo es el tema de los aranceles inteligentes y el cambio de condiciones en los acuerdos de inversión.
     
    “En eso hay acciones que generan un proceso de incertidumbre, conocimiento y adaptación. La renegociación de los acuerdos genera más pérdidas que beneficio, el clima de inversión se tornaría más complejo, aumentaría la cautela con la que hoy en día proceden los inversionistas quienes podrían empezar a mirar a otras naciones”, aseguró.
     
    Por otra parte, Javier Díaz, presidente de Analdex, indicó que las negociaciones con China y Asia Pacífico son una opción de política que se debería apoyar. Sin embargo, “una ofensiva diplomática comercial con China es importante. El presidente Petro se va a reunir con este país y creo que la carta de presentación no debería ser que se van a subir los aranceles, si partimos de la base de que el Gobierno quiere proteger al productor nacional con los países que se tiene acuerdo. Entonces quién queda, China. Si eso es lo que se va a presentar, creo que debería replantearse”, concluyó.
     
    Por Diana Rodríguez para Portafolio
  • En 4,02% aumentó producción de petróleo en Colombia durante abril, según la ANH

    Frente a marzo de 2023, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,39%.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción fiscalizada de petróleo durante abril de 2023 fue de 782.277 barriles promedio por día (bopd), un 4,02% mayor a la registrada en el mismo mes de 2022 cuando alcanzó los 752.079 barriles promedio por día.
     
    Frente a marzo de 2023, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,39%.
     
    El aumento de la producción entre abril y marzo de este año se presentó, principalmente, en los campos: Indico (Cabuyaro-Meta), Caño Sur Este (Puerto Gaitán-Meta), Andina (Tame-Arauca), Tigana (Tauramena-Casanare), Acordionero (San Martin-Cesar), Akacías (Acacias/Guamal-Meta), Cajúa (Puerto Gaitán-Meta), debido al restablecimiento de la producción y al ingreso de nuevos pozos.
     
    El promedio anual de producción, entre abril de 2022 y el mismo mes de 2023, fue de 771.278 barriles de petróleo por día, lo que representa un incremento de 3,38% respecto a lo registrado para el año anterior, cuando alcanzó los 746.056 bopd.
     
    Entre tanto, la ANH reportó que la producción promedio de gas comercializado durante abril de 2023 presentó un descenso de 6,54% frente al mismo mes de 2022 (1.028 mpcd vs 1.100 mpcd).
     
    Frente a marzo de 2023, la producción promedio de gas comercializado en el cuarto mes del año registró una caída de 3,02% (1.028 mpcd vs 1.060 mpcd).
     
    Este comportamiento obedece a una disminución del gas comercializado, principalmente, en los campos: Cupiagua (Aguazul-Casanare), Cupiagua Sur (Aguazul-Casanare), Pauto Sur (Yopal-Casanare), Floreña (Yopal-Casanare), Floreña Mirador (Yopal-Casanare) por mantenimientos mayores en la planta CPF de Floreña; Chuchupa (Manaure-Guajira), Gibraltar (Boyacá-Cubará), Mamey (Ovejas/Sucre), debido al comportamiento de la demanda de gas durante el mes.
     
    El promedio anual de producción entre abril de 2022 y el mismo mes de 2023 fue de 1.048 mpcd, lo que representa una disminución del 2,11% respecto al promedio anual registrado para el año anterior, el cual fue de 1.070 mpcd.
     
    Durante abril de 2023, se reportaron dos avisos de descubrimiento en el pozo Tinamú-1, del contrato de E&P CPO 9, con operador la empresa Ecopetrol., y el pozo Dividivi-1, del contrato E&P VIM-33, operado por la empresa OIL& GAS S.A.S.
     
    En abril se perforaron seis pozos exploratorios y 55 son pozos de desarrollo. Respecto a la actividad de sísmica exploratoria durante el cuarto mes del año, se reportaron 472.56 Km 2D.
     
    Por Daniela Rodriguez para LaRepública.
  • Enel realizó una inversión de $230 millones en construcción de un Ecosalón en Cesar

    El Ecosalón, que se hizo en el marco del desarrollo del parque solar La Loma, promocionará espacios de formación y recuperación de la memoria histórica y cultural de la comunidad.
    En el marco del desarrollo del parque solar La Loma, Enel Green Power y Centelsa by Nexans entregaron un Ecosalón para la comunidad del corregimiento El Potrerillo, en el Cesar. El cual duró cuatro meses en construirse, se invirtieron más de $230 millones, se reutilizaron 66 carretes de madera y 700 estibas provenientes del parque solar.
     
    Este espacio busca promover la integración y convivencia de la comunidad, así como generar espacios de formación y recuperación de la memoria histórica y cultural. Además, gracias a la reutilización de recursos se logró evitar que 67,7 m3 de madera, equivalente a 285 árboles de pino y 12.641 puntillas metálicas fueran dispuestas inadecuadamente como residuos, previniendo la emisión de aproximadamente 12 toneladas de CO2.
     
    “Nos llena de orgullo, a la par de alegría y satisfacción, contribuir con el bienestar de la comunidad de El Potrerillo, a través de la entrega de este espacio de recreación y disfrute. Esta construcción sostenible que constituye la segunda en su tipo en el país, reafirma nuestro compromiso con el medio ambiente y con la sociedad, al darle una segunda vida útil a la madera destinada para el traslado de nuestros cables. Esperamos seguir encontrando aliados tan comprometidos como Enel Colombia, en favor del desarrollo de este tipo de iniciativas, que demuestran nuestro propósito y valores en pro de una electrificación responsable” señaló Nicolás de Guernon, CFO de la Región Andina de Nexans
     
    Además de contar con un diseño atractivo, se tuvieron en cuenta diversas condiciones que faciliten el mantenimiento de la infraestructura; en los próximos meses se llevarán a cabo capacitaciones con la comunidad para promover su adecuado uso y cuidado.
     
    Por María Almario para LaRepública.
  • Enlaza señaló que proyecto renovable en La Guajira está cerca de finalizar consultas

    La empresa que pertence al GEB protocolizó esta semana seis acuerdos con comunidades en La Guajira en el tramo Colectora – Cuestecitas, que es el pendiente por licenciar. Luego de esto buscará licencia de la Anla.
    La filial Enlaza, del Grupo Energía Bogotá (GEB), anunció que ya está ad portas de culminar el proceso de consultas previas que le dará luz verde a la construcción de los dos tramos del proyecto de transmisión de energía eléctrica Colectora
     
    El proyecto Colectora tendrá una línea de 475 kilómetros y que pasará por 10 municipios en La Guajira y cuatro más en el Cesar. Según explicó la empresa, la iniciativa se dividió en dos tramos Colectora – Cuestecitas y Cuestecitas – La Loma.
     
    “Estamos avanzando con la celeridad y firmeza para tener reglas de juego claras y estables, que las comunidades tengan presente los beneficios del proyecto y que este pueda salir adelante en los menores tiempos posibles, porque es clave para la transición energética justa y gradual que el país requiere y ha comenzado a andar”, dijo Fredy Zuleta Dávila, gerente general de Enlaza.
     
    En los avances, la empresa protocolizó esta semana seis acuerdos con comunidades en La Guajira en el tramo Colectora – Cuestecitas, que está pendiente por licenciar. Además, completó 231 consultas previas cerradas de las 235 que se deben realizar en los dos tramos. El avance en esta fase es de 98,3%.
     
    En otro tanto, las obras civiles en la subestación La Loma avanzan en 90% y el montaje electromecánico en 70%.
     
    Una vez se cuente con todos los acuerdos de consulta previa protocolizados, el GEB y Enlaza entregarán a la Autoridad de Licencias Ambientales (Anla) la documentación para que esta decida el trámite de la licencia.
     
    Según Zuleta, el proceso de consulta previa en el proyecto Colectora es uno de los más grandes asociados al sector minero energético que se haya hecho en la historia de Colombia:, que involucró a 235 comunidades certificadas por el Ministerio del Interior. "Esto planteó grandes retos para sacar adelante la iniciativa, a lo que se sumó la diversidad cultural, biodiversidad ambiental y la extensión del proyecto", dijo el directivo.
     
    Acerca de la fase constructiva, Zuleta señaló que en las últimas semanas desde la zona franca de Santa Marta se trasladaron a la subestación La Loma, en El Paso (Cesar), nueve reactores que se requieren para ampliar este complejo, uno de los tres que hacen parte del proyecto Colectora. El peso de los equipos, necesarios para proteger y mantener la capacidad de las líneas ante variaciones inesperadas, es de 320 toneladas.
     
    Para esto, Enlaza y el GEB ya tienen dispuestos en bodegas más de 13.000 toneladas de materiales para la construcción de las torres y el cableado del proyecto Colectora.
     
    Por Allison Gutiérrez para LaRepública.
  • EPM extiende fecha a proveedores para construcción de parques eólicos y solares

    Las firmas interesadas podrán adquirir su derecho a participar dentro de la convocatoria desde el 14 de julio y hasta el 28 del mismo.
    Empresas Públicas de Medellín (EPM) extendió la fecha de contratación a proveedores interesados en realizar proyectos de construcción de parques eólicos y solares y su interventoría.
     
    Las organizaciones pueden hacer su solicitud a la convocatoria desde el 14 de julio y hasta el 28 del mismo mes hasta las 11:00 a.m.
     
    El objetivo de esta convocatoria realizada por EPM es poder generar una clasificación y calificación de proveedores, con la intención de realizar un acuerdo de disponibilidad técnica por seis años que permita agilizar los procesos de contratación y las ofertas respectivas.
     
    Las empresas postulantes deben cumplir con las características de que puedan realizar sus acciones de la mejor forma, para realizar un acuerdo de disponibilidad técnica por seis años que permita agilizar los procesos de contratación y las ofertas respectivas.
     
    Por Diego Ospina para LaRepública.
  • EPM instaló la cuarta unidad de rotor de generación de energía en Central Hidroituango

    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.
     
  • Estas son las ciudades donde más podrá subir la tarifa de energía por Fenómeno del Niño

    Según un reporte de la Superintendencia de Servicios Públicos, ocho regiones del país se podrían ver afectadas por la temporada de sequía y calor, que traerá precios más altos del servicio de energía. Estas son:
    Es una realidad, el Fenómeno del Niño y la ola de calor en el país podrían afectar aún más los costos de energía para los colombianos. Según un reporte revelado por la Superintendencia de Servicios públicos, la temporada de sequía estaría afectando a hidroeléctricas, lo cual generaría una escasez del suministro y un aumento de costos de cara al consumidor final.
     
    Hasta el momento, se ha determinado que habrá un aumento en las tarifas de al menos ocho zonas del país. Según la Superservicios, las empresas que tienen presencia en esas regiones corresponden al 30% del suministro eléctrico del mercado.
     
    Estas serían las compañías y zonas que se verían afectadas:
     
    1. ELECTROHUILA
    Esta empresa presta sus servicios al departamento del Huila y adquiere el 63% de su energía a través de la bolsa de energía. La electrificadora tiene a su cargo 429.013 usuarios, lo que corresponde a un 2,45% del mercado.
     
    2. COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE
    Esta compañía presta sus servicios en la ciudad de Popayán, con un total de 425.279 usuarios, lo que corresponde a una participación del mercado del 2,43%.
     
    3. ELECTROCAQUETÁ
    La electrificadora que brinda sus servicios en el departamento de Caquetá y tiene un total de 115.908 usuarios.
     
    4. DISPAC
    Sus servicios son prestados en el departamento del Chocó.
     
    5. EMCALI
    Como su nombre lo indica, es la empresa encargada de llevar el suministro de energía a la ciudad de Cali.
     
    6. CEDENAR Y ENELAR
    Cedenar provee el servicio en el departamento de Nariño y Enelar al departamento de Arauca.
     
    7. ENEL COLOMBIA
    Enel es la compañía con mayor número de usuarios de todas las que se verían afectadas. La empresa tiene a su cargo aproximadamente 3.746.057 usuarios y una participación del 21,40% en el mercado, pues es la electrificadora que provee de energía a la capital del país. Esta compañía es una de las que adquiere más del 30% de su energía en la bolsa de energía.
     
    Estas electrificadoras en total tienen a su cargo un aproximado de 6,2 millones de clientes, lo que es equivalente a un 35,5%, de la demanda total, según la Superintendencia de Servicios Públicos; es decir, que más de seis millones de colombianos serían impactados por los incrementos en las tarifas.
     
    Por Forbes.
  • Estas son las implicaciones de una menor producción de crudo frente a América Latina

    Que otros países de la región superen a Colombia en materia de producción de petróleo podría traer consecuencias por inversión.
    La producción petrolera ha sido uno de los temas más debatidos últimamente, y justo por estos días volvió a estar sobre la mesa, luego de que la Agencia Internacional de Energía, AIE, elevara por tercer mes consecutivo la demanda mundial de petróleo para 2024.
     
    En medio de esto, y sabiendo que para suplir la demanda debe haber producción suficiente, cifras de la AIE apuntaban que Argentina podría superar la producción de Colombia, algo que el pasado viernes se comprobó.
     
    Aquí, cabe aclarar que no hay un ranking oficial, pero los analistas se encargan de clasificar a los países del continente por sus volúmenes de producción, dentro de los que, hasta en 2023, Colombia se ubicaba arriba de Argentina.
     
    Como respuesta del planteamiento aunque se considera que Colombia no es referente mundial en producción de petróleo, sí puede haber implicaciones locales y macroeconómicas, debido a la importancia del crudo a nivel interno. “Para el caso de Colombia, el petróleo es una materia prima muy importante desde el punto de vista de las exportaciones, de la inversión extranjera directa, y desde la importancia que tienen en nuestra moneda”, aseguró David Cubides, director de investigaciones económicas de Alianza Valores.
     
    Pensando en ello, el analista dijo que es importante ir pensando en los procesos de transición energética, pero sin descuidar que “el petróleo sigue siendo una variable clave para nuestro andamiaje económico”.
     
    En línea con esto, Camila Orbegozo, directora de análisis sectorial y sostenibilidad en Corficolombiana, indicó que “esta materia prima tiene un peso significativo en aspectos de la macroeconomía nacional, principalmente al ser una fuente mayoritaria de ingreso fiscal para gobiernos locales y el gobierno central”.
     
    A su vez, Orbegozo recalcó la importancia del crudo en las exportaciones. “Es nuestro principal producto de exportación en valor exportado, y por ende, una fuente central de dólares en la economía colombiana”.
     
    Con todo esto, según Julio César Vera, presidente de Xua Energy, se transmitiría un mensaje de las intenciones del país en materia de exploración y transición energética.
     
    “Colombia claramente le dice al mundo que no queremos más actividades de exploración y nuevas áreas de inversión. Ahí está la diferencia de por qué los otros están creciendo frente a nuestro país que está apenas intentando sostener lo que tiene en las áreas existentes”, indicó Vera. Además, dijo que esto tiene que ver con algunas políticas públicas que tienen otros países.
     
    “Que Colombia baje de posición a nivel de Latinoamérica en cuanto a los demás países como Argentina, Venezuela, y hacia el futuro, en un determinado momento, Ecuador, es el reflejo de las políticas públicas y atracción a la inversión que desarrollan los países frente al sector de exploración y explotación de hidrocarburos”, añadió Vera.
     
    ¿Qué se puede hacer en el país tras el descenso de la producción?
    Camila Orbegozo, de Corficolombiana, dijo que “para evitar el descenso secular de la producción de petróleo colombiana se requieren altos niveles de inversión en exploración y explotación continental y off shore”, a su vez, recalcó que es importante contar con medidas regulatorias y de seguridad jurídica “que garanticen un ambiente propicio para inversiones de largo plazo”.
     
    Sin embargo, aunque el país ahora está produciendo menos petróleo que otros como Argentina, las cifras muestran un aumento de producción frente a 2022.
     
    Por Karen Mora para LaRepública.
  • Esto es lo que gana la Nación con cada dólar que aumentan los precios del petróleo

    Por el alza del precio del Brent, Acipet estima que pueden ingresar $2 billones más en el cuarto trimestre en el país.
    Con la evolución del conflicto en Oriente Medio, el precio del petróleo Brent subió por encima de US$90 el barril y ayer cerró sobre los US$91. En ese contexto, Colombia podría tener mayores ingresos por exportaciones de este hidrocarburo, pues se podrían adicionar hasta $2,07 billones a las arcas de la Nación.
     
    Y es que, según un estudio realizado en 2021 por la Dirección de Política Macroeconómica del Ministerio de Hacienda, por cada dólar que sube el barril de petróleo Brent, al Estado le entran US$130 millones. Mientras que Corficolombiana estima que el monto en el que suben los ingresos está cercano a los $350.000 millones cuando el precio del crudo aumenta un dólar.
     
    Los cálculos
     
    En el Marco Fiscal de Mediano Plazo, Mfmp, el Ministerio de Hacienda preveía un precio promedio del petróleo Brent de US$78,6 para 2023, pero con el aumento por encima de los US$90, hoy Colombia estaría recibiendo 15% adicional de ingresos por cada barril, según cálculos de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet.
     
    Si se hace el mismo ejercicio para 2024, el ingreso adicional sería de 21% por cada barril producido, ello teniendo en cuenta que en el Mfmp el Ministerio preveía un barril de Brent a US$74,5, en promedio.
     
    “Ahora, suponiendo que la exportación mensual se mantiene en 14,4 millones de barriles (Cifras Dane en agosto 2023), para este año esto equivaldría a un adicional de US$164,2 millones mensuales, y para 2024 un adicional de US$223,2 millones mensuales”, explicó Luis Guillermo Acosta, director ejecutivo de Acipet.
     
    Esta proyección, cabe aclarar, solo incluye las exportaciones. “Hay que adicionar a esto regalías impuestos, etc.”, dijo el experto, quien agregó que “por lo anterior es imperativo que el Gobierno Nacional garantice la producción del sector, bajo los pilares fundamentales de certidumbre jurídica y ambiental, como también de la seguridad física de la infraestructura (campos, pozos, facilidades, entre otros) y transporte de los hidrocarburos”.
     
    El presidente de la Fundación Xua Energy, Julio César Vera, explicó que “el precio es volátil y toca ir haciendo los análisis respectivos. Este precio estará muy influenciado por lo que pase a nivel global con los conflictos ruso-ucraniano y el israelí-palestino como tal”.
     
    Aunque el aumento en el precio del Brent aumenta los ingresos de la Nación por el lado de las exportaciones, los expertos también señalaron que puede haber un impacto directo en el precio de los combustibles y, por lo tanto, en los subsidios a la gasolina y el déficit en el Fondo de Estabilización de Precios a los Combustibles, Fepc.
     
    “Son buenas y desafortunadas noticias. La buena noticia es que el país va a recibir más ingresos por las exportaciones de petróleo, recordando que el año anterior exportamos, entre petróleo y derivados, más de US$19.000 millones”, pero, por el otro lado, dijo que “igualmente se distancia el precio de los combustibles en las estaciones de servicio con respecto al precio internacional; y el Fepc empieza, entonces, a generar unos valores adicionales de subsidios que tienen que recuperarse en el corto plazo, de acuerdo con la política pública del Gobierno”, explicó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol.
     
    Castañeda agregó que, si los precios del barril de petróleo de referencia Brent se mantienen por encima de los US$90, es probable que se tenga que subir, aún más, el precio del galón de gasolina corriente. “Es muy probable, pero teniendo en cuenta la tasa de cambio”.
     
    En cuanto al diesel, Vera indicó que “este cambio en los precios del petróleo hacia el alza también podría tener un efecto directo en los precios de los combustibles y que el Estado termine asumiendo mayores subsidios, en especial al diesel, donde el Gobierno ha anunciado que antes de febrero del próximo año no realizaría ningún ajuste, lo cual podría significar en la práctica que lo que se gane por un lado vía el precio del petróleo se termine perdiendo en gran medida por los subsidios a los combustibles”.
     
    Por Carolina Salazar para LaRepública.
  • Estos son los puntos que cambiarán en los parámetros del precio de energía en bolsa

    La nueva resolución de la Creg busca establecer parámetros y mecanismos para evaluar las ofertas de venta que presentan los participantes en la bolsa.
    La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) emitió la Resolución Creg 101-018 de 2023, con la que se estableció un nuevo esquema para supervisar el potencial ejercicio de poder de mercado en los precios de oferta que se presentan en la bolsa de energía del Mercado de Energía Mayorista (MEM).
     
    Lo anterior para dar cumplimiento al Artículo 8 del Decreto 0929 del 9 de junio de 2023 del Ministerio de Minas y Energía, con el que se busca establecer políticas y lineamientos para promover la eficiencia y la competitividad del servicio público domiciliario de energía eléctrica.
     
    En específico, el Artículo 8 busca adicionar políticas para la formación eficiente de precios en el mercado mayorista y, dentro de los tres meses posteriores a la expedición del decreto, la Creg debía ajustar la regulación para incorporar seis criterios.
     
    Con la resolución que publicó ayer la Creg, entonces, se busca establecer parámetros y mecanismos para evaluar las ofertas de venta que presentan los participantes en la bolsa de energía, vigilando que estas sean competitivas.
     
    Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy y experto en el sector, resaltó que la nueva resolución es una medida que se considera adecuada y pertinente, “garantiza que los colombianos podamos acceder a la energía que necesitamos a precios asequibles a través de mecanismos competitivos que garanticen el precio eficiente de beneficio para el mercado y con vocación de largo plazo”.
     
    Los principales cambios
     
    Vera señaló que lo novedoso es que las pruebas de conducta y pivotabilidad que señala el comunicado no se hacían y ahora se hacen obligatorias en cabeza de XM y con el seguimiento de la Superintendencia de Servicios Públicos. “La Super hacía algunas evaluaciones, pero ahora se vuelven obligatorias”, agregó.
     
    Lo que se busca es evaluar el efecto sobre la formación de precios competitivos si un agente llega a sacar su oferta del mercado y sus comportamientos al respecto, así como las prácticas que desarrollan frente a la negociación de contratos en el suministro de energía, según analizó el experto.
     
    Según aseguró la Creg, con esta normativa se establece la realización de pruebas de pivotabilidad para identificar dominancia de grupos empresariales que controlen más de una planta de generación. Así como la aplicación de pruebas de conducta sobre el nivel de los precios de las ofertas de dichos grupos.
     
    “En caso de que las pruebas sean positivas, superando los umbrales definidos por la Creg, los precios de oferta en la bolsa de energía de las plantas de dichas empresas serán monitoreados y estarán sujetos a la supervisión de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios”, indicó la Comisión.
     
    La intención, de acuerdo con la Creg, es que así se cuenta con un procedimiento estandarizado y de aplicación continua para la supervisión de las ofertas en la bolsa de energía, brindando reglas de mercado más claras y mayor transparencia en la formación de los precios en la bolsa de energía, identificando y previniendo así el potencial ejercicio de posiciones dominantes en protección de los usuarios finales”, dijo la Creg en un comunicado.
     
    E indicó que con esta medida se busca asegurar que los precios en la bolsa de energía reflejen condiciones de competencia entre los agentes y que, entonces, no se vean afectados por eventuales posiciones dominantes.
     
    Hemberth Suárez, socio fundador de OGE Legal Services, firma especializada en el sector energético, resaltó que, además de los nuevos controles y acciones para mitigar el precio de oferta en la bolsa de energía, hay impactos significativos.
     
    Por un lado, es para los generadores, “un control a la libertad que tienen los agentes generadores de determinar su oferta de precio”, aseguró Suárez.
     
    En segundo lugar, el analista expuso que puede ser que favorezca a los usuarios, aunque no hay una garantía de que esto sea así.
     
    Suárez también destacó que de ahora en adelante todos los agentes que oferten en bolsa deben justificar ante la Superintendencia de Servicios Públicos cómo se preparó la oferta, los riesgos y cómo esa valoración afecta o incide en el precio de oferta. La Creg indicó que estas medidas se toman para que se dé una competencia en la que los agentes no se vean afectados por eventuales posiciones dominantes.
     
    Decreto del MinMinas que origina el ajuste
     
    El 7 de junio de este año, el Ministerio de Minas y Energía expidió el Decreto 0929, con el que busca modernizar el sector eléctrico. El documento dio lineamientos generales que deben ser tenidos en cuenta por la Creg para tomar decisiones y valorar apropiadamente los recursos hídricos y térmicos. Los puntos clave del Decreto se enfocaron en los autogeneradores a pequeña escala, la regulación de recursos de generación, flexibilización de costos de garantías y creación de mecanismos de participación para que usuarios y los agregadores de demanda puedan ofertar.
     
    Por Juliana Arenales y Carolina Salazar para LaRepública.
  • Explotación de litio: así lo hacen Chile, Bolivia, Argentina y México

    Las inversiones latinoamericanas deben ser hechas lo antes posible porque existe una 'ventana de oportunidad' de solo dos o tres décadas.
    En América Latina se encuentra el 60% del litio del mundo, concentrado principalmente en Argentina, Chile y Bolivia.
     
    Con el reciente anuncio del plan del gobierno chileno para explotar el mineral, que busca una mayor participación del Estado, se ha intensificado el debate sobre cuál es la mejor fórmula para gestionar un mineral clave en la fabricación de baterías eléctricas.
     
    Chile es el segundo mayor productor de litio del mundo después de Australia, una posición que le da una ventaja frente a otros países que están sumándose a la carrera por conseguir los mejores beneficios del actual boom del metal.
     
    Argentina está acelerando la producción a toda velocidad, mientras que Bolivia, después de varios acuerdos comerciales fallidos, intenta ponerse al día.
     
    México, por otro lado, recién está dando los primeros pasos de la exploración del litio.
     
    Las inversiones en litio en América Latina, dicen los expertos, deben ser hechas lo antes posible porque existe una "ventana de oportunidad" de solo dos o tres décadas para entrar en un mercado que se ha vuelto esencial en el contexto de la transición global hacia energías menos contaminantes.
     
    "Los minerales críticos como el litio pueden convertirse en una fuente de ingresos significativa y duradera para los gobiernos", dice Pepe Zhang, director asociado del Adrienne Arsht Latin America Center del centro de estudios Atlantic Council.
     
    Sin embargo, "esos ingresos también dependen del grado de éxito comercial y de la participación del sector privado" en las operaciones, apunta en diálogo con BBC Mundo.
     
    "Depende de cada gobierno hacer acuerdos de manera tal que sean win-win, que ganen las dos partes", argumenta Patricia Vásquez, investigadora del centro de estudios Wilson Center.
     
    Uno de los dilemas que enfrentan los gobiernos de la región es cómo asegurar que parte de la riqueza generada por la explotación del recurso se quede en sus países.
     
    Nadie quiere quedar atrapado en negociaciones cuyos resultados sean percibidos como desfavorables para el país frente a las grandes mineras, con los costos políticos y económicos que eso puede conllevar.
     
    Pero, al mismo tiempo, para desarrollar una industria del litio que le dé valor agregado al producto y genere otros negocios asociados a la explotación, se requieren inversiones millonarias.
     
    Entonces, una de las interrogantes clave que se han hecho los gobernantes al mirar sus arcas fiscales, tras los embates de la pandemia de covid-19 y la guerra en Ucrania, es cómo financiar esas monumentales inversiones.
     
    Y no solo eso. También forma parte de la ecuación un factor clave: quién tiene la tecnología necesaria, los conocimientos y la experiencia para extraer y procesar el litio.
     
    Es ahí donde surge la perspectiva de hacer alianzas con el sector privado porque, dicen los expertos, los gobiernos por sí solos no tienen las herramientas para asumir los costos a lo largo de toda la cadena productiva.
     
    El aterrizaje de las empresas privadas en Argentina
     
    En Argentina hay una gran participación del sector privado en la producción de litio a través de compañías que han llegado a acuerdos directamente con los gobiernos locales.
     
    Las reservas del metal están concentradas en las provincias de Catamarca, Jujuy y Salta, en la región noroeste.
     
    Existen dos grandes proyectos en operación y cerca de 50 de exploración en esa zona del país, la cual históricamente ha tenido dificultades para generar empleo en el sector privado.
     
    En el país sudamericano operan las compañías mineras Livent (Estados Unidos) y Sales de Jujuy (integrada por las empresas Orocobre Limited, Toyota Tsusho Corporation y el gobierno de Jujuy).
     
    "Los argentinos tienen un modelo que quedó desde la época de la apertura económica del expresidente Carlos Menem, en el que las empresas pueden invertir libremente", explica Vásquez.
     
    En el caso del litio, no se aplican las restricciones que sí existen para las empresas que explotan otros recursos, agrega, con el objetivo de promover su desarrollo y el crecimiento económico de las regiones.
     
    En ese sentido, los gobiernos locales aspiran a lograr acuerdos para que un porcentaje de la producción de litio sea entregada al sector público, local o federal, con el fin de industrializarlo.
     
    A fin de cuentas, la premisa es que el mineral se convierta en un insumo para la producción de baterías y que, al mismo tiempo, se genere una transferencia de capacidades tecnológicas y productivas hacia los habitantes de la zona.
     
    Las actividades del sector están reguladas por el marco normativo minero general del país.
     
    "El supuesto que está detrás de este marco es que, para hacer minería en el país, se necesitan muchas inversiones y la forma de atraer inversiones es dándoles estabilidad a las empresas extranjeras por mucho tiempo", señala Martín Obaya, director del Centro de Estudios para la Transformación de la Universidad Nacional de San Martín.
     
    "Entonces, les otorgan un montón de beneficios y las provincias, que son las dueñas de los recursos, no pueden cobrar regalías de más del 3%", señala Obaya.
     
    El "control total" del Estado en Bolivia
     
    En el otro extremo está Bolivia, donde los gobiernos de Evo Morales y Luis Arce han insistido en que el mineral debe estar bajo un completo control de Estado.
     
    A fines de enero la empresa estatal Yacimientos del Litio Bolivianos (YLB) firmó un convenio con el consorcio chino CATL BRUNP & CMOC (CBC), para la instalación de dos complejos industriales en los salares de Uyuni (Potosí) y Coipasa (Oruro).
     
    "Bolivia ingresa hoy a la era de la industrialización del litio" dijo el presidente Luis Arce.
     
    Para el gobierno ha sido una prioridad que cualquier tipo de asociación con alguna empresa extranjera incluya en el proceso de extracción del litio el uso de la tecnología EDL (Extracción Directa de Litio), la cual está en etapa de experimentación a nivel internacional.
     
    Las autoridades le están dando preferencia al uso de esta tecnología para "acelerar la industrialización del litio", porque permite disminuir el tiempo para la separación entre el litio y otros metales que están en las salmueras desde donde se extrae el mineral, así como reducir gastos y disminuir el impacto ambiental.
     
    El ministro de Hidrocarburos, Franklin Molina, dijo que el acuerdo se enmarca en un "modelo soberano", bajo el cual se explotaría el mineral sin vender ni concesionar los salares a empresas privadas.
     
    En teoría, el convenio establece un "control absoluto" del Estado, aunque se desconocen los términos específicos del acuerdo, los plazos, las inversiones y cuál sería el papel que jugará el consorcio chino, si no tendrá ninguna participación en el negocio.
     
    El gobierno asegura que Bolivia comenzará a exportar baterías de litio, con materia prima boliviana, en el primer trimestre de 2025.
     
    "Aparentemente las empresas chinas expresaron su deseo de participar en la explotación del litio, pero todavía no está claro de qué se trata", comenta Patricia Vásquez.
     
    Entre estos dos modelos opuestos para gestionar el metal, están las estrategias propuestas por Chile y México.
     
    Una asociación comercial en Chile
     
    El "Plan Estratégico de Explotación del Litio" anunciado a fines de abril por el presidente de Chile, Gabriel Boric, propone una alianza entre el sector público y el privado para la gestión del mineral en los nuevos proyectos que desarrolle el país.
     
    Chile es el segundo mayor productor de litio del mundo, después de Australia. Hasta ahora, la explotación del recurso ha estado en manos de las empresas privadas Soquimich (SQM) y Albemarle.
     
    Sin embargo, el nuevo plan apunta a cambiar el modelo de negocio vigente en el país.
     
    "El control lo tendrá el Estado", dijo el mandatario. "Cualquier privado, ya sea extranjero o local, que quiera explotar litio en Chile deberá asociarse con el Estado", apuntó.
     
    Lo que no está definido es cuál será la fórmula específica que tendrán los contratos, ni qué tipo de incentivos existirán para que la inversión sea atractiva para las firmas privadas.
     
    El plan pretende que el país venda el recurso con valor agregado, que el Estado participe en todo el ciclo productivo y que los proyectos tengan un bajo impacto ambiental.
     
    Las dos mineras que están operando en el norte de Chile seguirán bajo los términos de sus contratos hasta que lleguen a su fin, ha dicho el gobierno, aclarando que no se trata de una "nacionalización" del mineral, como algunos interpretaron a raíz del mensaje presidencial.
     
    Hace unos días, SQM, cuyo contrato expira en 2030, dijo que espera llegar a un acuerdo para seguir produciendo el metal de baterías bajo el nuevo modelo.
     
    Albemarle, en cambio, manifestó que negociaría con Chile más cerca del final de su contrato en 2043.
     
    Así, las dos firmas mantendrán sus contratos hasta que expiren y luego entrarán al terreno de la negociación para definir si les resulta rentable mantener sus operaciones.
     
    Por ahora, el gobierno planea presentar un proyecto de ley al Congreso -de mayoría opositora- para crear en el futuro una empresa nacional de litio.
     
    América Latina tiene una larga historia de conflictos en torno a la extracción de minerales por parte de grandes corporaciones extranjeras que han sido acusadas de obtener millonarias ganancias y generar mínimos beneficios para los países de la región.
     
    Con el boom del litio, los gobiernos de Boric en Chile, Arce en Bolivia, Fernández en Argentina y López Obrador en México, intentan -bajo diferentes fórmulas- evitar que sus países vendan la materia prima sin entrar en la cadena productiva.
     
    Por eso, una de las aspiraciones compartidas es industrializar el litio.
     
    Cada uno a su manera aspira a que la tecnología y los conocimientos de las grandes mineras sean transferidos a la mano de obra local para que los países desarrollen sus propias capacidades de procesamiento del mineral.
     
    Esa idea los une, pero el camino para implementarla, es lo que los separa, dicen expertos del sector.
     
    Todos quieren llegar a exportar baterías de litio, pero la travesía es desafiante.
     
    Especialmente para el triángulo sudamericano por su ubicación geográfica, distante de los grandes centros de fabricación de vehículos.
     
    "Podría ser difícil para América del Sur ser competitiva con los fabricantes de baterías en Asia, dada su lejanía de los principales mercados, entre otros factores", escribió Wilson Henry Sanderson, editor ejecutivo de la consultora Benchmark Mineral Intelligence.
     
    Estar lejos de los grandes mercados sube los costos, excepto en el caso de México, que comparte su frontera con Estados Unidos.
     
    Sin embargo, la ventaja geográfica y las décadas de experiencia en el desarrollo de su gigantesco mercado automotriz -que le abren la puerta a una potencial fabricación a gran escala de baterías eléctricas-, se ven limitadas por la cantidad y calidad de su litio, en comparación con el triángulo sudamericano.
     
    Mientras Argentina, Bolivia y Chile cuentan con 52 millones de toneladas, casi el 60% del litio que existe en el mundo, México solo tiene 1,7 millones de toneladas, según los datos del Servicio Geológico de Estados Unidos.
     
    Pero además, el litio en México está principalmente en yacimientos arcillosos, un tipo de depósitos que, hasta ahora, no han sido extraídos a escala comercial.
     
    La "nacionalización" al estilo AMLO en México
     
    A principios de este año, el gobierno mexicano anunció la creación de una empresa estatal de litio, LitioMx.
     
    "Lo que estamos haciendo ahora (...) es nacionalizar el litio para que no lo puedan explotar extranjeros, ni de Rusia, ni de China, ni de Estados Unidos", dijo el presidente Andrés Manuel López Obrador.
     
    Sin embargo, la nacionalización del mineral -que implicaría un control total del Estado- podría funcionar de otra manera.
     
    LitioMx, la empresa creada por el gobierno para ser la única encargada de explotar y comercializar el mineral, está negociando con firmas para concretar asociaciones público-privadas, según Pablo Taddei, director de la compañía pública, en una entrevista con Bloomberg.
     
    "En una primera etapa, muy probablemente sea necesaria una asociación. También en la parte de manufactura de baterías", dijo Taddei.
     
    Explicó que, en algunos casos, LitioMx "puede ir sola", pero en otros, buscaría asociarse con privados porque carece de la capacidad y tecnología para explotar yacimientos de arcillas de litio.
     
    "Es lo más complicado. En ese proceso definitivamente vamos en asociación público-privada".
     
    Por ahora, las salmueras de litio en Sudamérica son la oportunidad más prometedora para aumentar rápidamente la producción mundial de litio.
     
    Mientras Chile tiene las mayores reservas certificadas de litio del mundo, Bolivia tiene los mayores recursos, según el Servicio Geológico de Estados Unidos.
     
    ¿Por qué es importante la diferencia entre tener reservas y tener recursos de litio?
     
    Los expertos hablan de "reservas" cuando el potencial comercial del recurso ha sido certificado internacionalmente.
     
    En el caso de Bolivia, la llamada "Arabia Saudita" del litio, se ha establecido que con sus 21 millones de toneladas, es el país con más recursos de litio del mundo, pero aún no se ha determinado el potencial comercial de esos recursos.
     
    En la actualidad, los dos países sudamericanos que están produciendo litio a gran escala son Chile y Argentina, con éste último avanzando a toda velocidad.
     
    Bolivia espera alcanzar el paso de sus vecinos en los próximos años, mientras que México, aún está en una fase preliminar del proceso.
     
    Todos tienen claro que mientras más se demoren en subirse al boom del litio, menores serán los beneficios, especialmente cuando podrían inventarse baterías eléctricas comercialmente viables que utilicen otros materiales en su fabricación.
     
    Por BBC Mundo.
  • Exportación de minerales en primer trimestre es la más alta en 14 años

    La Asociación Colombiana de Minería presentó los datos de producción y exploracion de minerales para el primer trimestre del año. En estos datos se evidencia que las ventas externas de minerales alcanzaron US$4.962 millones, un alza de 32% frente al dato del mismo periodo de 2022.
    Este dato es, de igual forma, el mayor en los últimos 14 años para los primeros tres meses.
     
    De acuerdo con las datos de la Asociación, Europa fue el primer comprador de los minerales del país, al recibir 44% de la producción vendida. Es seguido por América, que recibió 33% y por último en Asia se recibió 22% de las exportaciones.
     
    Al analizar por la particiación de cada mineral en las ventas, Juan Cmailo Nariño, presidente del gremio, destacó que el carbónparticipa con casi dos terceras partes del valro (64%). Es seguida por el oro con 20%, coque con 7%, níquel 5%, carbón metalúrgico 2%, esmeraldas 1% y cobre 0,4%.
     
    "El carbón aumentó su exportación en 9% frente al mismo periodo del año pasado, el carbón metalúrgico en 40%, el oro un 6%", detacó Nariño.
     
    No obstante alertó por la disminución en las ventas de coque, que cayó en 29%. Explicó que hay un menor dinamismo en la industria y una caída en el precio de este producto industrial derivado del carbón.
     
    Expectativas para cierre de año
     
    Para este año, la ACM espera que la producción de carbón aumente por cuarto año consecutivo llegando a 71,9 millones de toneladas. "El mundo necesita los minerales de Colombia y el carbón se fortalece como el principal producto de exportación", aseveró Nariño.
     
    En el caso del oro, esperan una producción de 1,7 millones dde onzas troy, un alza considerable frente a las 1,35 millones de 2022. Sin embargo, Nariño apuntó que este dato se da por el aumento de producción de minería informal, mientras que es probable que la legal y formal caiga.
     
    "Esto es un efecto directo de los entornos de minería ilegal y los actos violentos, algunos terroristas, que están haciendo contra la minería legal del país", advirtió el presidente del gremio.
     
    Cabe recordar que en días pasados la mina de oro de Zijin Continental Gold en Buriticá ha sido víctima de dos ataques, que ha dejado dos personas muertas y más de 14 heridas.
     
    Por Portafolio
  • Exportaciones cayeron 13,6% por menos ventas de combustibles y minería

    La situación económica mundial tiene frenadas las compras de productos desde Colombia.
    Las ventas externas de Colombia fueron de US$ 4.127,7 millones en septiembre de este año y presentaron una disminución de 13,6% en relación al mismo mes del año pasado. Dicho resultado se debió principalmente a la caída de 16,1% en las ventas externas del grupo de combustibles y productos de las industrias extractivas.
     
    En el mes de referencia, las exportaciones de combustibles y productos de las industrias extractivas participaron con 54,0% del valor total de las exportaciones; así mismo, manufacturas con 20,2%, agropecuarios, alimentos y bebidas con 18,6%, y otros sectores con 7,2%.
     
    En septiembre de 2023 se exportaron 14,3 millones de barriles de petróleo crudo, lo que representó un crecimiento de 1,3% frente a septiembre de 2022.
     
    Por sectores
     
    Durante el mes referenciado, las exportaciones de combustibles y productos de las industrias extractivas fueron de US$ 2.228,9 millones y presentaron una caída de 16,1% frente a septiembre de 2022. Este comportamiento se explicó principalmente por la disminución de las ventas de hulla, coque y briquetas (-47,2%) que aportó 22,1 puntos porcentuales negativos a la variación del grupo.
     
    A su vez, las exportaciones del grupo de manufacturas fueron de US$ 834,8 millones y presentaron una variación negativa de 11,4%, frente a septiembre de 2022. Lo que se debió a la disminución en las ventas externas de artículos manufacturados, clasificados principalmente según el material (-22,9%) y productos químicos y productos conexos (-10,2%) que contribuyeron en conjunto con 11,4 puntos porcentuales negativos a la variación de la agrupación.
     
    Por otra parte, las ventas externas de productos agropecuarios, alimentos y bebidas fueron US$ 766,5 millones y presentaron una caída de 18,9%, comparadas con septiembre de 2022.
     
    Este comportamiento se explicó por la disminución de las exportaciones de café sin tostar, descafeinado o no (-30,9%) que contribuyó con -10,7 puntos porcentuales a la variación del grupo.
     
    En el mes de septiembre de 2023 en comparación con septiembre de 2022, el aumento de las exportaciones del grupo a otros sectores (27,5%) se explicó fundamentalmente por el aumento en las ventas de oro no monetario que aportó 27,5 puntos porcentuales a la variación del grupo.
     
    Por otro lado, en el periodo enero-septiembre 2023, las exportaciones colombianas fueron US$ 36.791,2 millones con una disminución de 15,4%, frente al mismo periodo de 2022. A su vez, las ventas del grupo de Combustibles y productos de las industrias extractivas fueron de US$ 19.142,5 millones con -21,7% frente al mismo periodo de 2022.
     
    Esto se debe a la caída en las ventas externas de petróleo, productos derivados del petróleo y productos conexos (-22,4%), que contribuyó con -13,5 puntos porcentuales a la variación del grupo.
     
    En el periodo enero-septiembre 2023, las exportaciones del grupo de productos agropecuarios, alimentos y bebidas fueron US$ 7.533,7 millones y presentaron una disminución de 15,2% frente al mismo periodo de 2022, como resultado principalmente de la disminución de ventas de Café sin tostar descafeinado o no (-31,2%) que contribuyó con -10,8 puntos porcentuales a la variación del grupo.
     
    A Estados Unidos
     
    Ante este resultado, la presidenta de la Cámara Colombo Americana, AmCham Colombia, María Claudia Lacouture, dijo que “las cifras de exportaciones confirman el fenómeno de desaceleración de la economía internacional. Hacia Estados Unidos, las ventas totales han disminuido 13,1% pasando de US$ 11.334,3 millones entre enero y septiembre de 2022 a US$ 9.852,5 millones en el mismo periodo de este año. Sin embargo, el sector no minero energético permanece resiliente con un aumento de 1,1% alcanzando cifras por US$ 5.817,9 millones en lo corrido de 2023”.
     
    Sostuvo la dirigente que “las menores ventas hacia Estados Unidos obedecen a una reducción de la demanda de ese país cuyas importaciones del mundo han caído en alrededor 6% en todos los sectores. A pesar de esta reducción generalizada, nuestras exportaciones de bienes agroindustriales crecen 23,3% al pasar de US$ 453,5 millones entre enero y septiembre de 2022 a US$ 559,1 millones en el mismo periodo de este año.
     
    Este positivo comportamiento va en línea con el estudio que realizamos en AmCham Colombia en el que encontramos que este sector tiene el potencial de crecer en ventas hacia EE. UU. hasta 250% en los próximos cuatro años, y nos debe llevar a seguir impulsando estas exportaciones, fortaleciendo la cultura exportadora y la competitividad empresarial. En una coyuntura global de desaceleración, los mayores aprovechamientos de las oportunidades de comercio exterior pueden ser alternativa para la generación de ingresos y crear empleo formal”.
     
    Por El Nuevo Siglo.
  • Exportaciones mineras en el primer trimestre crecieron 32% con el carbón a la cabeza

    El carbón térmico es el de mayor participación en las exportaciones con 64% y Europa se mantiene como el principal comprador.
    La Asociación Colombiana de Minera anunció que las exportaciones mineras presentaron un crecimiento de 32% durante el primer trimestre de 2023. En cantidades, el carbón térmico creció en 9%, el carbón metalúrgico en 40%, el oro en 6%, el ferroníquel en 12% y el cobre en 39%.
     
    Se resaltó también que Europa continúa siendo el principal comprador de minerales colombianos con 44% de las exportaciones mineras del país. Además, el carbón térmico es el de mayor participación en las exportaciones con 64%.
     
    En cuanto a producción de carbón, se espera que crezca en 10% en relación con el año pasado, cuando fueron 64,9 millones de toneladas, es decir, se espera cerrar 2023 con producción de 71,9 millones.
     
    Por otra parte, se estima que la producción de oro legal va a disminuir. Mientras que "se espera que la minería ilegal se incremente este año derivado del precio y las dinámicas propias del mercado del oro", explicó Juan Camilo Nariño, presidente de la ACM.
     
    Otro punto de proyección es que la producción de cemento baje, lo que resulta golpeando a uno de los sectores más rezagados en los últimos meses, "la economía va a sufrir si no se incentiva el sector de vivienda y construcción y eso tendrá efectos en una gran cantidad de trabajadores colombianos", agregó Nariño. Complementó que este sector dinamiza la economía e hizo un llamado al Gobierno Nacional para poner foco en este sector.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Exxon está aumentando la actividad en la costa de Guyana a medida que la economía se dispara

    Con más de 35 descubrimientos de petróleo desde 2015, el empobrecido microestado sudamericano de Guyana se ha convertido en el lugar de perforación fronterizo más activo del mundo.
    ExxonMobil, supermajor mundial de la energía, está a la cabeza al explotar el prolífico bloque Stabroek en alta mar, donde ha descubierto más de 11 000 millones de barriles de recursos petroleros. Guyana está en camino de convertirse en un productor y exportador de petróleo líder en América del Sur, con una producción prevista para superar los 1,2 millones de barriles por día para 2027, lo que lo convierte en el decimosexto productor de petróleo más grande del mundo. Esto está generando una tremenda bonanza económica para Georgetown con Guyana ahora como la  economía de más rápido crecimiento en el mundo.. Sin embargo, se teme que Guyana carezca de los marcos de gobernanza necesarios para gestionar de manera efectiva la enorme ganancia inesperada generada por el petróleo. Esto deja a la antigua colonia británica en riesgo de verse afectada por la maldición del petróleo que dejó a la vecina  Venezuela en un caos político y económico .
     
    El pozo Liza-1 de 2015 de Exxon en el bloque Stabroek de 6,6 millones de acres, donde es el operador con una participación del 45 % en la explotación con Hess y CNOOC con el 30 % y el 25 % respectivamente, fue el primer descubrimiento de petróleo importante en la costa de Guyana. Desde entonces, Exxon ha informado de más de 30 descubrimientos en el bloque y, para abril de 2023, estaba bombeando casi 400 000 barriles por día desde el campo petrolífero de Liza con dos embarcaciones flotantes de almacenamiento y descarga de producción. Exxon y sus socios tienen tres proyectos más en marcha en el Bloque Stabroek con el desarrollo Uaru de 250.000 barriles por día de $12.700 millones,  el último para ser aprobado. Exxon planea iniciar el proyecto Payara durante el cuarto trimestre de 2023, con las actividades de puesta en marcha actualmente, que será el tercer gran desarrollo en alta mar. Payara tendrá una capacidad de 220.000 barriles por día, que una vez alcanzada impulsará la producción total de petróleo de Guyana a más de 600.000 barriles por día, lo que dará un impulso saludable a los ingresos petroleros de Georgetown. Esas operaciones, junto con el proyecto Whiptail aún por aprobar, elevarán  la producción de petróleo de Guyana a 1,2 millones de barriles por día  para 2027.
    Exxon también está procediendo con una incesante campaña de perforación en Guyana. A fines de abril de 2023, el  supermajor anunció un descubrimiento en el Bloque Stabroek con el pozo Lancetfish-1 que intersectó con 92 pies de arenisca petrolífera. No obstante, el pozo salvaje Kokwari-1 perforado en la sección noroeste del bloque Stabroek, a 37 millas del pozo Liza-1, quedó seco. Exxon también perforó los pozos exploratorios Basher-1 y Blackfin-1 durante el primer trimestre de 2023. Estos forman parte de una campaña de exploración de 10 pozos en el Bloque Stabroek. Durante marzo de 2023, Exxon presentó una Evaluación de impacto ambiental ante la Agencia de Protección Ambiental de Guyana que describe un plan de perforación de 35 pozos para el Bloque Stabroek. Los éxitos de perforación anteriores hacen probable que Exxon informe sobre nuevos descubrimientos de petróleo en el transcurso de 2023, lo que aumentará el volumen de recursos de petróleo recuperables en el Bloque Stabroek, que se estimó anteriormente en más de 11 mil millones de barriles. 
     
    Las operaciones petroleras de Exxon en el bloque Stabroek están generando una enorme ganancia económica y fiscal para Georgetown. El empobrecido microestado de América del Sur, con una población de más de 800 000 habitantes, surgió durante 2020 como la economía de más rápido crecimiento del mundo y reportó que el producto interno bruto se expandió un 43,5 % ese año. Desde entonces, la economía de Guyana se ha expandido a un ritmo sorprendente. Para 2021, el PIB creció un 20 % y luego la friolera de 62 % durante 2022, y se  prevé que la economía se expandirá en un notable 37% en 2023, lo que la convierte en la economía de más rápido crecimiento de cualquier estado soberano. Guyana se está beneficiando de una ganancia financiera sustancial del enorme auge del petróleo en alta mar a pesar del contrato desventajoso con el consorcio liderado por Exxon que deja al país expuesto a riesgos financieros y ambientales. Según  el banco central de Guyana , el microestado sudamericano recibió $53,3 millones en regalías y $143,3 millones de ganancias del petróleo durante abril de 2023. A fines de abril de 2023, el fondo de recursos naturales de Guyana tenía un saldo de $1,67 mil millones. Para 2023, el ministro de Finanzas de Guyana  espera que los ingresos petroleros aumenten  un notable 31% año tras año a $1.63 mil millones. Esas sumas seguirán creciendo a medida que se expanda la producción de petróleo y Exxon ponga en línea FPSO adicionales.
     
    Los tremendos ingresos del petróleo que fluye hacia Guyana se están invirtiendo en una serie de proyectos de infraestructura que incluyen carreteras, un puerto de aguas profundas y un proyecto de conversión de gas natural en energía por valor de 1900 millones de dólares. El puerto de aguas profundas que se está construyendo en el este de Guyana en la ciudad de Berbice es una pieza clave de la infraestructura de la industria energética que se necesita con urgencia.
     
    El puerto está siendo  construido por CGX Energy , una subsidiaria de propiedad del 78% del productor canadiense de petróleo intermedio Frontera Energy. Una vez que esté terminado a finales de 2023, el puerto ampliará significativamente la capacidad de carga de Guyana, incluido el petróleo, con las dos instalaciones de envío de petróleo existentes en el país que ya están operando a plena capacidad sin espacio para la expansión. El puerto también tiene el potencial de dar servicio al vecino Surinam, que está experimentando su propio auge petrolero incipiente y se especuló que la empobrecida ex colonia holandesa posee un considerable potencial petrolero en alta mar a la par de Guyana.
     
    Guyana se encuentra entre los países más pobres de América del Sur, con sectores de la población que viven en la pobreza sin acceso a bienes públicos básicos, como agua corriente limpia y electricidad. El petróleo está generando una bonanza económica que sacará a Guyana de la pobreza y lo convertirá en el país más rico de América del Sur, un manto que alguna vez ocupó Venezuela. Hay temores de que esta vasta riqueza petrolera desencadene la corrupción endémica, así como la disfunción económica y política que causó  la virtual implosión de Venezuela.. En menos de dos décadas, la economía de Venezuela, agobiada por un régimen socialista dictatorial que fomentó la corrupción, el caos político y la mala conducta, colapsó. De hecho, hubo un tiempo en que el presidente Hugo Chávez creía que los considerables ingresos generados por la vasta riqueza petrolera de Venezuela nunca terminarían. Sin embargo, para 2015, la economía de Venezuela estaba en ruinas, abrumada por precios del petróleo marcadamente más bajos y una industria petrolera en crisis. Todavía está por verse si esto ocurrirá en Guyana, pero se teme que la corrupción desenfrenada y la inestabilidad política existente puedan crear las condiciones ideales para que la maldición del petróleo cobre otra víctima. 
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • Facturas de energía subirían 5% por decreto de La Guajira

    Expertos aseguran que la medida va en contra del Pacto por la Justicia Tarifaria.
    En el marco de la emergencia económica, social y ambiental que fue declarada por el presidente Gustavo Petro, el Ministerio de Minas y Energía presentó uno de los decretos que pretende atender las dificultades de La Guajira.
     
    Dentro de las determinaciones, la cartera ordena un incremento en las tarifas de los usuarios industriales y comerciales, de $5.000 por cada mes, así como $1.000 para las facturas de los estratos 4, 5 y 6.
     
    De igual forma, estableció suspender los contratos de largo plazo de las subastas de 2019 y 2021 de los generadores de energía renovable que tienen sus parques en La Guajira.
     
    Los efectos para todos los usuarios serían de un 5% adicional, especialmente por el segundo punto.
     
    La cartera señala que el objetivo es apoyar la creación de proyectos de energización en zonas no interconectadas del departamento, en el caso de la sobretasa para el servicio público.
     
    Sobre la medida de suspender contratos, apunta que estos “se han visto inmersos en un desequilibrio contractual que obliga al generador o vendedor a cubrir obligaciones de suministro a favor del comercializador o comprador a un precio de bolsa mucho más alto que el valor que aquel recibe”.
     
    Expertos y líderes del sector advierten que podría impactar a los hogares del país por cuenta de las alzas de hasta 5% en tarifas que se darían en agosto.
     
    Carmenza Chahín, exdirectora de la Creg y consultora, señaló que ambas medidas afectarán a los usuarios. Sobre el primer punto señaló que hay 5 fondos y recursos de regalías que pueden usarse para llevar electricidad a esta zona del país.
     
    Los fondos, que hacen parte del Ministerio, tienen anualmente recursos por cerca de $700.000 millones, por lo que Chahín manifestó no entender por qué no se usaban estos mecanismos ya existentes.
     
    Con respecto a la suspensión de los contratos dijo que “en Colombia siempre se han respetado”.
     
    Destacó que a pesar de que el Gobierno mismo lazó las subastas con el objetivo de que los comercializadores compraran energía renovable, ahora los deja expuestos a precio de bolsa ad portas de un Fenómeno de El Ñino.
     
    La cartera señala que “es necesario legitimar la intervención del Estado en estos contratos para suspender temporalmente la obligación de suministro de energía hasta que entre en operación el proyecto de generación objeto del contrato”.
     
    Los efectos en tarifas para los usuarios de todo el país contrasta con el Pacto por la Justicia Tarifaria que ha sido promovido por el mismo Ministerio por cuenta de los altos precios del kilovatio. La jefe de la cartera, Irene Vélez, manifestó en varias ocasiones la importancia de reducir el precio de la tarifa a nivel nacional, no obstante, el Ministerio no se expresó con respecto a los efectos que tendrá este decreto.
     
    Fuentes del sector manifestaron que era una “injusticia tarifaria”, puesto que el decreto no contempla a los usuarios del país a los que se les intentó disminuir los precios.
     
    Chahín destaca que esto impactará a todos los estratos en hasta 5% de su tarifa, incluso para los que viven en La Guajira para beneficiar a los generadores que no han entregado sus proyectos.
     
    Sobre las posibles consecuencias legales, Nicolás Arboleda, socio de Arboleda Abogados y experto del sector, aseveró que si bien los comercializadores podrían demandar por incumplimiento a los generadores, estos podrían argumentar que están cobijados por la regulación. “Esto deja al comercializador un poco desprotegido”, remató.
     
    Por Portafoio.
     
  • Fenómeno de El Niño generaría un calor mayor durante 2 años

    Según la OMM, este fenómeno tiene 80 % de probabilidades de desencadenarse en septiembre.
     
    La Organización Meteorológica Mundial (OMM) alertó el 3 de mayo que existen crecientes posibilidades de que el fenómeno de El Niño, tradicionalmente asociado a un aumento de las temperaturas, se registre en los próximos meses y produzca al menos dos años de mayor calor, después de haber sufrido el planeta ya entre 2015 y 2022 los ocho años más cálidos desde que se tiene registro.
     
    "Esperamos un grave aumento de la temperatura global en los próximos dos años", anticipó en rueda de prensa el director del departamento de servicios de predicción de la OMM, Wilfran Mufuma, quien no obstante subrayó que hay que esperar nuevos estudios para cuantificar este mayor calentamiento.
     
    Según el informe presentado el 3 de mayo por el experto en rueda de prensa desde Ginebra, el fenómeno de El Niño, que en unas regiones del planeta suele acompañarse de inundaciones y en otras de sequías, tiene un 60 por ciento de posibilidades de desencadenarse antes de julio, y la probabilidad aumenta al 80 por ciento hacia septiembre.
     
    Oscilación Niño-Niña
    El fenómeno de El Niño y su variante inversa, La Niña (ligada en principio a un enfriamiento del clima) son máximos y mínimos de oscilación térmica en las aguas del Pacífico Sur, actualmente en situación "neutral" tras tres años en los que rigió La Niña (un periodo inusualmente largo).
     
    Mediciones del agua en superficie ya han mostrado que la temperatura del Pacífico nuevamente aumenta, lo que ha llevado a los expertos a anticipar la llegada de El Niño, que podría ir asociado a más lluvias en el sur de Ecuador, el noroeste de Perú, el sur de Brasil, el noreste de Argentina, el sureste de Paraguay, Uruguay, el centro de Chile y el norte de México, según los gráficos de OMM.
     
    Sin embargo, "en grandes extensiones de la Amazonía, El Niño en otras ocasiones ha ido asociado a sequías", subrayó Mufuma, mientras la OMM también suele vincular este fenómeno a escasez de precipitaciones en Indonesia, Australia, el sur de África y el subcontinente indio. La duración y la intensidad de este periodo de El Niño aún no se pueden pronosticar, aunque habitualmente suele extenderse entre nueve meses y un año.
     
    El anterior Niño ya trajo récords
    El anterior ciclo de El Niño (2014-2015) contribuyó a que un año después, en 2016, las temperaturas del planeta fuesen las más elevadas desde que se tienen registros, por lo que en esta ocasión también podría causar sus peores efectos con cierto retraso, por lo que la OMM prevé que lleguen en 2024.
     
    En el hemisferio norte, el aumento de la temperatura de las aguas favorece el desarrollo de huracanes en el Pacífico, pero dificulta la formación de los mismos en el océano Atlántico. En las últimas semanas, algunos de los países que pueden verse potencialmente afectados por El Niño ya han comenzado a emitir alertas por lluvias en algunas regiones.
     
    La Niña enfría menos
    La preocupación por un incremento de temperaturas aumenta si se tiene en cuenta que los tres años de dominio de La Niña no pudieron contrarrestar el calentamiento global y coincidieron, por ejemplo, con la grave ola de calor vivida por Europa y otras regiones el pasado año en el verano boreal.
     
    "Usualmente, La Niña ofrecía cierta pausa en el calentamiento global, pero con el cambio climático también ese periodo está siendo más cálido", señaló Mufuma. La OMM ofrecerá a mediados de este mes un nuevo informe con previsiones de aumento de temperaturas para los próximos cinco años, según anticipó en la misma rueda de prensa de este miércoles la portavoz de la organización, Clare Nullis.
     
    El pasado 21 de abril, el último informe sobre el estado del clima de la OMM confirmó que 2022 fue el quinto o sexto año más cálido desde que se tienen registros, con una temperatura 1,15 grados por encima de la media de los niveles preindustriales (1850-1900).
     
    EFE
     
  • Firman convenio para impulsar proyectos de energía eólica 'offshore'

    La ANH y la Dimar suscribieron un acuerdo para dar inicio al primer proceso competitivo para el desarrollo de iniciativas eólicas costa afuera.
    La Dirección General Marítima (Dimar) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) firmaron un convenio interadministrativo para iniciar con el primer proceso competitivo para el desarrollo de proyectos de energía eólica en el mar caribe colombiano.
     
    La suscripción de este acuerdo faculta a la ANH para elaborar los pliegos y condiciones para poner en marcha este procedimiento.
     
    Además, permite que la entidad pueda evaluar a los proponentes y sus ofertas, así como seleccionar a los adjudicatarios de los permisos de ocupación temporal.
     
    Para la primera ronda de asignación, se definió que el área donde se desarrollarán los proyectos será frente a los departamentos de Atlántico y Bolívar y cada uno deberá ser mínimo de 200MW. 
     
    Por su parte, la Dimar adjudicará los permisos de ocupación temporal a las compañías seleccionadas y pondrá a disposición del país su experiencia, conocimiento científico y rigor técnico en la administración de las áreas marítimas.
     
    Según el Ministerio de Minas y Energía, en agosto se hará la publicación de los pliegos para iniciar la primera ronda de energía eólica costa afuera.
     
    Por Portafolio.
  • Gasolina impacta duro en inflación, que bajó en junio a 12,13 % anual

    IPC en junio cayó a 12,13%. Mientras los alimentos bajan, los aumentos en la gasolina aún presionan al alza la canasta de los consumidores.
    La inflación sigue con su senda descendente, pues en junio el Índice de Precios al Consumidor (IPC) registró una variación anual de 12,13 %, por debajo del dato de 12,36 % que había registrado el indicador para mayo y también por debajo del pronóstico que estimaba el mercado.
     
    Esta cifra se alcanzó luego de que en el sexto mes del año los precios de la canasta básica de los colombianos mostraron un aumento de 0,30 % en relación con el mes anterior. Vale mencionar que en junio de 2022, la inflación mensual había sido de 0,51 %.
     
    De acuerdo con la directora del Dane, Piedad Urdinola, en junio las categorías que más aumentaron fueron las de transporte, con una variación mensual de 1,08 %; la de los restaurantes y hoteles (0,56 %), especialmente por el lado de las comidas servidas a la mesa; y las bebidas alcohólicas y el tabaco, con un incremento de 0,48 %.
     
    “Dentro del transporte el componente que más está teniendo implicaciones es el aumento de los combustibles, y dentro de ellos, la gasolina, como se ha venido experimentando este año”, indicó Urdinola.
     
    La funcionaria mencionó también que, por segundo mes consecutivo, se registró una cifra negativa en el grupo de alimentos y bebidas, que mostró una reducción de -0,53 % en el mes.
     
    Vale la pena mencionar que este rubro fue el que jalonó al alza en mayor medida la inflación durante los últimos dos años, debido al peso que tiene en la canasta de los colombianos.
     
    Otra categoría que tiene un impacto importante en la inflación es la de los servicios públicos y los arriendos. A pesar de que esta solo subió 0,48 % en el mes, fue la que más aportó a la variación, 0,15 puntos porcentuales, por la proporción dentro del gasto de los hogares que representa.
     
    La inflación anual
     
    Con estos datos, la inflación anual mostró una corrección a 12,13 %. Sin embargo, esta cifra aún se ubica 2,46 puntos porcentuales por encima del indicador un año atrás, pues la inflación en junio de 2022 fue 9,67 % en términos anuales.
     
    Y por categorías, el transporte pasó a ser el rubro con el mayor encarecimiento en los últimos doce meses, con una inflación de 18,19 %, como una respuesta a los incrementos en los precios de la gasolina que viene implementando el Gobierno desde octubre del año pasado y que ya acumulan un alza de $3.800.
     
    A esta le sigue la categoría de restaurantes y hoteles, con una subida en los precios de 17,43% si se comparan con los de junio de 2022; los artículos para el hogar y su conservación, dentro de los cuales se clasifican los jabones y otros artículos de aseo, que tienen una inflación de 14,61 %; el grupo de bienes y servicios diversos (14,38 %) y el de alimentos y bebidas no alcohólicas, que pese a que han reducido su inflación se mantiene en 14,31 %.
     
    “Ya vamos viendo esa reorganización de las distintas divisiones de gasto. Ahora la que está aportando más es transporte, mientras que en los meses finales del año pasado veíamos en primer lugar a los alimentos y bebidas, y con una ventaja sobre los demás sectores, mientras que ya vamos viendo la contracción de la inflación en varios niveles”, explicó Urdinola.
     
    Por contribuciones, alimentos y bebidas no alcohólicas sigue siendo el grupo que más aporta a la inflación anual, con 2,72 puntos porcentuales de los 12,13 puntos que registró la inflación en junio, y en segundo lugar aparecen los servicios públicos y los arriendos, con 2,54 puntos, y en tercero el transporte, con 2,3 puntos.
     
    El semestre
     
    El dato de la inflación año corrido mostró que durante el primer semestre los precios de los consumidores mostraron un incremento de 6,15 %.
     
    De acuerdo con el Dane, en los primeros seis meses de 2023, los colombianos también experimentaron el mayor aumento en los precios en la categoría de transporte, con un crecimiento de 11,36 % en los precios, aunque también se destaca el alza en educación (8,89 %), restaurantes y hoteles (8,72 %) y muebles y artículos para el hogar y su conservación (7,67 %).
     
    Otros indicadores
     
    El Dane reportó también que, por ciudades, el mayor aumento en los precios en junio se dio en Sincelejo, con un aumento de 0,70 %, Bucaramanga (0,61 %) y Florencia (0,56 %), mientras que los menores datos se presentaron en Popayán (-0,02 %), Riohacha (0,04 %) y Cúcuta (0,07 %).
     
    La entidad reportó además que, por niveles de ingreso, los hogares de ingresos altos experimentaron un aumento de precios de 0,39 % en el mes, en la clase media la inflación relativa fue de 0,30 %, mientras en los hogares vulnerables fue 0,19% y los pobres 0,15 %. Este impacto se relaciona también con el transporte y el gasto en gasolina.
     
    Perspectivas de los precios para el cierre de año
    Con el desempeño que ha tenido el IPC en los últimos tres meses, los analistas han venido ratificando sus expectativas de inflación para el cierre del período.
     
    Desde el Gobierno, por ejemplo, la expectativa está en 9,2 %, mientras que el equipo técnico del Banco de la República estima un dato de 9,5 %.
     
    Por el lado de los bancos, entidades como Bancolombia mantienen una proyección alrededor de 9 % para diciembre, mientras que BBVA espera una inflación en 9,2 %.
     
    Otros pronósticos son más optimistas, como el de Scotiabank Colpatria, que espera que el IPC finalice 2023 con una variación anual de 8,8 %.
     
    Del mismo modo, la última Encuesta de Expectativas del Banco de la República, en la que participaron 37 analistas del mercado, estimó que la inflación cerrará el año en 9,04 %, mientras que en la última edición de la Encuesta de Opinión Financiera (EOF) de Fedesarrollo el consenso estaba en un dato de 9,22 %.
     
    Por Laura Becerra para Portafolio.
  • Guyana bombeará 1,2 millones de barriles de petróleo al día hasta 2027

    La pequeña nación caribeña de Guyana está experimentando un colosal boom petrolero que no deja de crecer. En enero de 2023, ExxonMobil, que es el operador, hizo otro descubrimiento de petróleo de clase mundial en el prolífico Bloque Stabroek de 6,6 millones de acres frente a la costa de Guyana. El supergran grupo energético ha realizado más de 30 descubrimientos de alta calidad en el bloque desde 2015. Estos descubrimientos han proporcionado a Exxon, que posee una participación del 45% en el bloque Stabroek, y a sus socios, Hess (35%) y CNOOC (25%), más de 11.000 millones de barriles de recursos petrolíferos recuperables. La calidad y el volumen de los descubrimientos hicieron que Exxon acelerara el desarrollo del bloque Stabroek, que en tan sólo cinco años pasó del descubrimiento al primer petróleo. Guyana, que disfruta de un crecimiento económico explosivo gracias al auge del petróleo, va camino de convertirse en un importante productor y exportador mundial de petróleo. Hay muchos indicadores de que el potencial petrolero de la antigua colonia británica es mucho mayor de lo que se preveía en un principio.
    Los datos del Ministerio de Recursos Naturales muestran que, a finales de febrero de 2023, Guyana bombeaba 383.000 barriles al día desde dos buques FPSO (Floating Production Storage and Offloading) que operan en el yacimiento petrolífero de Liza, en el Bloque Stabroek. Esto convierte a la antigua colonia británica en el séptimo productor de petróleo de América Latina y el Caribe. Se cree que Exxon puede, mediante la optimización de las operaciones, aumentar la producción de los dos FPSO que operan en el Bloque Stabroek hasta 400.000 barriles diarios. Un tercer buque FPSO Prosperity está de camino a Guyana, tras haber salido de su astillero de Singapur en febrero de 2023. Este buque está destinado al desarrollo de Payara, cuya puesta en marcha en 2023 tiene como objetivo una producción de 220.000 barriles diarios.
     
    Según John Hess, Consejero Delegado de Hess, Guyana está en vías de bombear 1,2 millones de barriles diarios desde seis FPSO del bloque Stabroek en 2027. Esto representa un aumento sustancial respecto a las estimaciones anteriores, que situaban la producción de petróleo prevista en 850.000 barriles diarios para finales de 2027. Este aumento significativo de la producción estimada se debe a que Exxon ha acelerado el desarrollo del Bloque Stabroek, que la supergran empresa señaló como prioritario a principios de diciembre de 2021. A mediados de 2022, Exxon tenía previsto perforar 35 pozos en el bloque Stabroek durante 2023, lo que probablemente conducirá a nuevos descubrimientos de petróleo de calidad y potencialmente impulsará la producción a niveles superiores a los previstos. El descubrimiento Fangtooth SE-1 de enero de 2023, según Hess, es tan importante que sustentará otro desarrollo en el bloque Stabroek para apoyar un FPSO adicional. Ello no sólo reforzará el volumen de recursos petrolíferos, sino que apoyará el crecimiento de la producción hasta al menos 1,2 millones de barriles diarios y probablemente incluso más.
     
    Aunque el prolífico bloque Stabroek atrae la atención de la industria petrolera mundial, no es la única operación en Guyana. La empresa canadiense CGX Energy, operadora del bloque Corentyne, anunció en mayo de 2022 un descubrimiento de petróleo ligero y gas condensado en la parte norte de ese bloque con el pozo Kawa-1. El pozo se perforó a una profundidad total de 21.578 pies y encontró hidrocarburos. El pozo fue perforado a una profundidad total de 21.578 pies encontrando hidrocarburos en múltiples zonas con 228 pies de espesor neto en el Maastrichtiano, 66 pies en el Campaniano, 23 pies en el Santoniano y 15 pies en los intervalos Coniacianos. CGX declaró que los resultados del análisis posterior del pozo eran coherentes con otros descubrimientos realizados en bloques vecinos al segmento septentrional del bloque Corentyne, en particular los del bloque 58 frente a las costas de Surinam. 
     
    El descubrimiento de Kawa-1 apoyó los estudios sísmicos y litológicos de CGX, allanando el camino para un segundo pozo de exploración Wei-1, que fue perforado en enero de 2023. Wei-1 está situado a unas nueve millas al noroeste de Kawa-1, en el segmento septentrional del bloque Corentyne.
     
    Se prevé que Wei-1, cuyo objetivo son los intervalos Maastrichtiano, Campaniano y Santoniano, se perforará hasta una profundidad total de 20.500 pies durante un período de cinco meses, con un coste estimado de entre 120 y 140 millones de dólares. Frontera, que tiene una participación del 68% en el bloque Corentyne y posee el 77% de CGX, cree que el yacimiento petrolífero del bloque Stabroek se extiende a través del extremo norte de Corentyne hasta el bloque 58 frente a las costas de Surinam. 
    CGX, debido a limitaciones presupuestarias, está actualmente en proceso de renunciar a sus intereses en los bloques Berbice y Demerara frente a las costas de Guyana, un procedimiento que comenzó en septiembre de 2022. Esto forma parte de la estrategia de CGX y Frontera de centrarse en el bloque Corentyne, que se cree que tiene el mayor potencial. Sin embargo, es muy probable que si el pozo Wei-1 tiene éxito, las empresas necesiten encontrar un socio con grandes recursos para explotar el bloque Corentyne y financiar las actividades de evaluación y desarrollo.
     
    La ronda de concesión de licencias 2022 de Guyana está en marcha desde el 9 de diciembre de 2022, y las ofertas se cerrarán el 14 de abril de 2023. Hay 14 bloques en alta mar para licitar, que comprenden tres bloques de aguas profundas situados al noreste del Bloque Kaieteur, operado por Exxon, y 11 bloques de aguas poco profundas situados al oeste del Bloque Kanuku, operado por Repsol. Los bloques de aguas poco profundas tienen un periodo de exploración de dos años, que se amplía a tres años para los bloques de aguas profundas, con un periodo inicial de producción de 10 años para ambos. La subasta ha atraído el interés de al menos 10 empresas energéticas, entre ellas las grandes Shell, Petrobras y Chevron, todas ellas con un capital considerable para invertir en lo que se ha convertido en la zona petrolífera fronteriza más caliente del mundo.
     
    Georgetown introducirá un nuevo acuerdo de reparto de la producción cuando adjudique las ofertas ganadoras. El nuevo PSA, aunque no tan favorable como el anterior contrato obtenido por el consorcio liderado por Exxon para el prolífico bloque Stabroek, sigue ofreciendo condiciones fiscales beneficiosas. Las condiciones del nuevo APS incluyen la aplicación de un canon del 10% que, a pesar de ser cinco veces superior al canon del 2% aplicable al bloque Stabroek, sigue estando en el extremo inferior de la escala para Sudamérica. La recuperación de costes del petróleo se limita al 65% de la producción bruta una vez asignado el canon, frente al 75% del contrato Stabroek. El nuevo APS mantiene el actual reparto de beneficios al 50%, una vez descontados los costes de recuperación y los cánones. También se ha implantado un impuesto de sociedades del 10%, que contribuirá a engrosar las arcas públicas si la subasta de petróleo tiene éxito.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • Hay al menos 35 contratos de exploración de petróleo y gas que están suspendidos

    El freno de dichos contratos tiene que ver con problemas de orden público, trámites administrativos o ambientales, temas sociales, entre otros aspectos legales.
    Luego de que se conociera el informe que publicó el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en el que se reveló que hay reservas probadas de petróleo y gas para 7,5 y 7,2 años, respectivamente, desde el gremio insisten en impulsar los contratos existentes del sector para garantizar la autosuficiencia y la seguridad energética.
     
    Francisco José Lloreda, director de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), dijo que “no es tarde para darle un impulso decidido a los contratos existentes de petróleo y gas, como lo hace el Gobierno, para hacer viables los recursos contingentes, y revisar, cómo lo dice el Plan de Desarrollo, la política de hidrocarburos a futuro”.
     
    Un informe de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (Acggp) mostró que, según las cifras de Ministerio de Minas y Energía, con corte a diciembre, de 117 contratos que están en fase de exploración, 35 se encuentran suspendidos y 32 de ellos podrían contar con recursos en el subsuelo.
     
    Los motivos de dicha suspensión en los contratos son de orden público, por trámites administrativos o ambientales, temas sociales, entre otras causas.
     
    “Un proyecto de exploración normalmente tiene seis años de duración, en términos contractuales. Esos tiempos se están alargando mucho más por el tema de licenciamiento ambiental”, explicó Flover Rodríguez, director de la Acggp.
     
    Los contratos suspendidos están distribuidos en diferentes regiones del país. La zona que tiene el mayor número es la cuenca Caguán-Putumayo, que tiene 14 de los 35; seguido de los Llanos Orientales, donde hay 10; la cuenca del Valle Medio Magdalena, con seis; la Cordillera Ambiental, con tres; la cuenca del Valle Superior del Magdalena, con dos; y los restantes en La Guajira, Catatumbo y Cesar-Ranchería.
     
    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”, dijo.
     
    Respecto a la cuenca de Caguán-Putumayo, hay comunidades indígenas que se han opuesto a proyectos petroleros por la percepción negativa de la industria, asesinatos de líderes sociales, y presencia de grupos armados, que afectan las operaciones de empresas de hidrocarburos. Por ejemplo, en Caquetá, se denunció la extracción ilegal de oleoductos, como el de San Miguel-Orito, que ocasionó pérdidas a Ecopetrol por US$140.000.
     
    En los Llanos Orientales, Parex suspendió los proyectos de hidrocarburos en desarrollo por la presencia de grupos armados como el ELN, por la falta de garantías para operar. El valle del Magdalena Medio también ha habido conflictos debido a los contratos con petroleras de la región.
     
    Las dificultades para tramitar las diferentes licencias ambientales
    Flover Rodríguez, director de la Acggp, dijo que las principales trabas que hay en los trámites administrativos son los tiempos, ya que a la Anla le toma hasta un año revisar dichos procesos. “El relacionamiento en territorio es complejo. Las empresas, además de la licencia ambiental en los casos que amerite, deben surtir ejercicios de consulta previa. El Ministerio del Interior necesita fortalecerse para mapear e identificar a las comunidades que no son sujetas del derecho a la consulta previa. Un ejemplo de esto fue lo que pasó en La Guajira”.
     
    Por Juan Diego Murcia para LaRepública.
  • Hay retrasos en 82% de los proyectos de energías renovables ubicados en La Guajira

    Según el Ministerio de Minas y Energía, Colombia cayó en el Índice de Transición Energética por el retraso en proyectos de fuentes no convencionales.
    En un escenario en el que Colombia cayó 10 puestos en el Índice de Transición Energética del Foro Económico Mundial (WEF por sus siglas en inglés), expertos aseguraron que el principal factor de esa caída fue el retraso de proyectos de energías renovables. Para el Gobierno, el principal motivo fue el retraso en proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía (Fncer) en La Guajira.
     
    Según la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, Colombia cayó porque “en la subasta que se hizo en 2019 se les dio capacidad a los proyectos, a través de la Upme y, sin embargo, hoy están en el papel, porque se desconoció que era necesario un relacionamiento social y que no podíamos enfocarnos solo en la rentabilidad empresarial y debe ser un gana gana. Este Gobierno tiene una nueva política para precisamente superar el rezago que desde 2019 no se ha superado”.
     
    De hecho, el Decreto 1085 del 2 de julio, en el que se declaró emergencia económica en La Guajira, indica que actualmente existen 17 proyectos de generación de energía renovable en la región. El porcentaje de avance promedio de los proyectos es de 28,81 %; y el porcentaje promedio de desfase de avance de los proyectos es de 54,65%.
     
    El Ministerio asegura en el decreto que solamente dos de los proyectos han cumplido el cronograma trazado en el tiempo y 82% de los proyectos están atrasados. Aquí uno de los más relevantes es Windpeshi, que estaba en manos de Enel pero fue suspendido en mayo por conflictividad social.
     
    “El fracaso de la transición energética en La Guajira deriva en la falta de un mercado que permita la subsistencia de las familias y la comunidad en general”, dice el Decreto. Esto ha afectado al menos 10 proyectos de energías renovables. Para 2031 se espera que 65 parques estén en funcionamiento, estos corresponden a una inversión que puede superar US$ 6.000 millones.
     
    Marco Vera, director del Centro de Estudios de la Energía Renovable y el Agua (Ceera), destaca que las estadísticas de la Agencia Internacional de Energía Renovable (Irena) evidencian que Colombia no ha avanzado en las fuentes renovables.
     
    Según este informe, de 2017 a 2021 las energías renovables crecieron 80%, pero por ejemplo, de 2020 a 2021 solo aumentó 5,4%. “Se tiene el plan de inversiones conforme al plan de subastas en el anterior Gobierno y La Guajira, que ha tenido los inconvenientes. Pero se espera que con los nuevos acuerdos se logre avanzar, sobre todo en sacar adelante el proyecto de transmisión colectora, que va a ayudar a destrabar el desarrollo de los demás proyectos eólicos”.
     
    Vera asegura que esto permitirá avanzar proyectos de energía solar y eólica para Colombia, “no solamente en autogeneración, sino en la masificación de granjas solares. Por ejemplo, en las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) también hay un potencial por desarrollar”.
     
    Las PCH fueron impulsadas en el Plan Nacional de Desarrollo, pues serán consideradas como Fncer para los beneficios tributarios de la Ley 1715.
     
    El pacto por la transición enfrenta retos
    Este pacto pretende destrabar 13% de la generación eólica en esta región y lo firmaron comunidades, autoridades regionales, empresas y la Asociación de Energías Renovables Colombia (SER). La conflictividad social es uno de los desafíos más relevantes. Según Inés Elvira Vesga, socia de Holland & Knight “no se ven en el pacto acciones concretas, parece más un reconocimiento multiparte de la existencia de un conflicto, y se enuncian generalidades que ya están contempladas, comenzando por la Constitución Política como garantía de derechos sociales, económicos y ambientales, participación de las comunidades, inversión social”.
     
    Por Juliana Arenales para LaReública.
  • Industria energética de Colombia sí contempla importación de gas de Venezuela

    En el más reciente Informe de Gas Natural, con corte a 2022, Promigas expuso una serie de elementos que el Gobierno de Colombia y el sector deberían tener en cuenta para garantizar la seguridad y autosuficiencia energética: entre ellas la importación de gas de Venezuela.
    “Desde el momento en que el Gobierno Nacional anunciara a través de varios de sus funcionarios, la posibilidad de importar gas desde Venezuela, se abrió el debate y muchos agentes del sector anunciaron sus críticas a esta intención de política energética, aduciendo las implicaciones que conllevaría perder la autosuficiencia energética y los incrementos en el precio a usuarios finales que se estiman”, cita el informe.
     
    Y es que esta idea se reforzó como consecuencia de la reducción de las reservas -según el reporte de 2022- y la oferta local del gas tras la implementación de la política antes tratada: la no asignación de nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos.
     
    Para el presidente de Promigas, Juan Manuel Rojas, es necesario explorar la posibilidad de traer gas de Venezuela. “No debemos cerrarnos esa puerta, todas las opciones y alternativas deben estar sobre la mesa porque debemos garantizar la sostenibilidad de la matriz energética de los colombianos”.
     
    Rojas se refiere a recursos internos -el autoabastecimiento- tanto continentales (costa adentro) y en el Caribe colombiano (off shore y/o costa afuera), pero también a las posibilidades de seguir importando gas: tanto desde la regasificadora SPEC, la posible Regasificadora del Pacífico y por el gasoducto que hay entre Venezuela y Colombia.
     
    “Solo pensar en viabilizar esta opción pone de presente que transcurridos más de 18 años de la firma del acuerdo (2004) con el que se dio paso a ello, el vecino país aún no cumple con los requisitos inicialmente pactados”, destaca el Informe.
     
    Agrega que, desde mediados de 2015, “cuando se dieron por terminadas las exportaciones de gas de Colombia a Venezuela, el país quedó a la espera de que estos flujos se revirtieran y así poder incorporar ciertas cantidades de gas a la oferta nacional”.
     
    Según el documento, el inicio de estas importaciones se fue dilatando en el transcurso de los años por diferentes motivos expuestos por el Gobierno venezolano y su estatal PDVSA:
     

    -Primero, aspectos climáticos (fenómeno de El niño), después técnicos

    -Segundo, la ruptura de las relaciones diplomáticas y comerciales entre los dos gobiernos a mediados de febrero de 2019, restablecidas en agosto de 2022
    Aunque la propuesta se deja sobre la mesa, el Informe de gas natural también dice que, a junio de 2023, no se tiene certeza de cuándo podrían comenzar las importaciones y mucho menos aspectos importantes como volúmenes a suministrar y metodología para la fijación de precios.
     
    De hecho, recientemente, en entrevista con Valora Analitik el ministro de Minas y Energía de Colombia, Omar Andrés Camacho, aseguró que, por ahora, no está contemplada la importación de gas de Venezuela y aclaró que “nunca ha sido una opción”.
     
    Infraestructura construida para la importación de gas natural de Venezuela
     
    Para esta operación PDVSA construyó el gasoducto Antonio Ricaurte, inaugurado en octubre de 2007, por los presidentes: Álvaro Uribe y Hugo Chávez, con la apertura de la válvula en el campo Ballena, en La Guajira colombiana.
     
    Este gasoducto tiene una longitud de 224,4 km, de los cuales 88,5 km son en territorio colombiano, una capacidad de 500 Mpcd y la inversión fue de US$335 millones.
     
    De acuerdo con el Informe, esta operación de comercio internacional de gas entre Colombia y Venezuela, desde un principio, resultó muy atípica por las aristas que de ella se desprendían.
     
    La principal particularidad de este acuerdo de suministro radicó en su estructura a dos tiempos: Colombia comenzaba exportando gas a Venezuela por cuatro años (2008-2011), para luego revertir estos flujos a partir de 2012, cuando Venezuela pasaba a exportar gas a Colombia durante 16 años.
     
    Con este acuerdo, en teoría, se vislumbraba una relación “gana–gana” para ambos países. Por un lado, Colombia colocaba su excedente de producción y se preparaba para cubrir su déficit de gas, proyectado, en ese entonces para 2018.
     
    Y, por otro, Venezuela no solo cubría parte de su déficit, sino que aseguraba mercado para su gas natural proveniente de proyectos en desarrollo que, según estimaciones de PDVSA, estarían en su etapa productiva en 2012.
     
    En el cuadro anterior se aprecia cómo fue el comportamiento de las exportaciones de gas hacia Venezuela durante los 7,5 años que se dieron, aun cuando en principio solo estaban proyectadas para cuatro años.
     
    En él se observan precios de venta y volúmenes entregados, los cuales, cuando se contrastan con los volúmenes comprometidos para cuatro primeros años, verifican la totalidad de los cumplimientos, aun con cantidades excedentes. Para la fijación del precio de este gas exportado a Venezuela se tomaba como referencia el precio en boca de pozo del gas de La Guajira.
     
    Situación actual
     
    De acuerdo con el InfoGas 2023, para Colombia, importar gas de Venezuela es y será siempre una posibilidad latente de la cual no puede abstraerse el sector.
     
    Los reparos a esta política nacen cuando “se intenta forzar y anticipar en el tiempo dichas importaciones como consecuencia de la negativa de otorgar nuevos contratos de exploración y explotación de petróleo y gas, poniéndole freno a la inversión en el sector y, por ende, a la producción nacional de gas”.
     
    El documento asegura que, más allá de la situación política y de las dificultades en materia económica que vive el vecino país desde hace más de una década, en el mediano y largo plazo lo que debería primar es la ley de oferta y demanda, y, tal como lo vaticinan muchos expertos del sector gas del continente, tarde o temprano Venezuela está llamada a ser el gran abastecedor de gas natural, no solo de Colombia, sino de toda la región.
     
    Ahora bien, aun cuando, la saliente ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, en sus primeras declaraciones después de su posesión, afirmó que, si llegase a escasear el gas natural en Colombia, Venezuela sería una opción para comprar, existe una serie de reparos e interrogantes que ponen en entredicho la viabilidad de esta opción antes de por lo menos cuatro años.
     
    Entre los reparos e interrogantes que surgen están, por un lado, los aspectos intrínsecos de las importaciones como tal, y, por otro, cuál sería el impacto para los usuarios del país de tener que pagar por un gas comprado en el exterior.
     
    Lo primero, tal como se observa en el cuadro anterior, el Informe aclara que, hasta el momento, Colombia nunca ha comprado gas venezolano, y entre los deberes que se necesita para ello están:
     
    En Venezuela:
     
    Adecuar las condiciones de la calidad de la molécula de gas porque no cumple con los estándares para entrar al SNT de Colombia, básicamente, retirar CO2 y subir la presión y el punto de rocío.
     
    Desarrollar nueva infraestructura que conecte los campos de producción de gas natural que se encuentran al oriente del país con el gasoducto Antonio Ricaurte en Maracaibo (Zulia), en el occidente venezolano.
     
    Ejecutar millonarias inversiones que permitan una readecuación del gasoducto Antonio Ricaurte, inactivo desde 2015, para una eventual exportación a Colombia.
     
    En Colombia:
     
    Adquirir y adecuar los equipos y redes que harían posible estas importaciones. Su desarrollo tomaría al menos cuatro años de la mano de millonarias inversiones.
    El gasoducto, también denominado Transcaribeño, con una extensión de 225 km, 89 de ellos en territorio colombiano, pasa por una zona con más de 60 comunidades Wayuú que se han opuesto a la obra y exigen nuevas consultas previas.
     
    En Colombia:
     
    En lo que hace referencia al tema del precio que se estaría pagando por el gas proveniente de Venezuela, existe mucha incertidumbre, dado que, al parecer, contractualmente no se definió una metodología específica para ello.
     
    No obstante, en septiembre de 2022, Naturgas advirtió que el impacto en el precio final a los usuarios residenciales con este gas importado podría llegar a ser hasta cinco veces mayor frente al valor actual.
     
    Por Yennyfer Sandoval para Valora Analitik.
  • Inician pruebas en parque solar de Enel en Magdalena

    Este recinto cuenta con un avance constructivo del 65 %, en promedio, y una inversión cercana a los US$109 millones.
    Con la entrega del primer kilovatio de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN), el parque solar Fundación, que cuenta con un avance constructivo cercano al 65 %, inició su fase de pruebas para entrar en operación plena en los próximos meses.
     
    De esta forma, Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, energizó la subestación elevadora Caraballo de 110 kilovoltios y dio inicio al período de pruebas del proyecto, uno de los pasos previos para alcanzar su entrada en operación comercial. 
     
    El proyecto cuenta con una inversión cercana a los US$109 millones, y contempla la instalación de más de 244.800 paneles solares en un terreno de 237 hectáreas. Este parque solar, uno de los 11 proyectos adjudicados en la tercera subasta de contratos de largo plazo convocada por el Ministerio de Minas y Energía en 2021, permitirá suplir las necesidades energéticas de cerca de 380.000 personas. 
     
    Como producto de estas obras ya se han generado más de 1.500 empleos en esta región del país, que, según la compañía, habilita el progreso con energía sostenible, pues además de producir energía limpia y no contaminante, aporta al desarrollo social, ambiental y económico del territorio.  
     
    Asimismo, en la iniciativa ya se han formado 30 mujeres de la población de Pivijay para el montaje de los paneles solares, de las cuales 22 han trabajado en la construcción de este proyecto, que será el primero para Enel Colombia en el cual se utiliza la tecnología string inverters, que distribuye de una mejor forma la potencia, haciendo óptimo el proceso de producción de electricidad limpia.
     
    Además, los paneles bifaciales maximizarán la eficiencia de la nueva infraestructura, aprovechando la radiación solar en mayor magnitud.  
     
    El transformador del proyecto, que tiene un peso de 80 toneladas, llegó al país proveniente de China.
     
    Por Portafolio
  • Inversión Extranjera Directa en Colombia a mayo se acercó a US$6.000 millones jalonada por petróleo y minería

    De acuerdo con datos entregados por el Banco de la República, la Inversión Extranjera Directa (IED) que llegó a Colombia en el mes de mayo fue de US$974 millones.
    Si se compara con los US$1.951 millones registrados en abril del presente año, se evidencia una caída de US$977 millones.
     
    Cabe mencionar que lo que se evidenció en el mes de abril no se había registrado desde el mes de septiembre del 2001, año en el que inician los registros del Banco de la República en este indicador.
     
    Por otro lado, al compararse con el mes de mayo del 2022 se evidencia un crecimiento del 8,6 %, ya que ese mes en la inversión extranjera directa en Colombia fue de US$897 millones.
     
    En lo corrido del año hasta mayo la cifra de Inversión Extranjera Directa ha llegado a US$5.785 millones.
     
    Esta cifra si se compara con el mismo periodo de tiempo del año anterior cuando llegó a US$4.910 millones, evidencia un aumento de US$875 millones.
     
    ¿Cómo se comportaron los sectores económicos?
     
    Las cifras del Banco de la República muestran que la IED que se destinó a petróleo y minería sigue siendo la que representa la mayor parte de los recursos que llegan a Colombia.
     
    En solo mayo, la inversión extranjera directa en esos dos sectores alcanzó los US$785 millones, presentando una caída de US$936 millones, si se compara con los US$1.721 millones registrados en abril.
     
    Por otro lado, si se ve en relación con mayo del 2022, se refleja un incremento de US$93 millones ya que en ese mes la cifra fue de US$692 millones.
     
    La inversión extranjera en otros sectores diferentes a petróleo y minería sumó US$189 millones durante mayo de 2023, cayendo en el saldo de US$230 millones de abril del presente año.
     
    ¿Cómo estuvo la inversión extranjera de portafolio?
     
    Otro de los datos que entrega este informe es acerca de la inversión extranjera de portafolio.
     
    Las cifras demuestran que revirtió la tendencia que presentó en abril cuando salieron US$195 millones de esta inversión. En el mes de mayo ingresaron a Colombia US$210 millones.
     
    Si se compara con el mismo mes del año pasado se ve una relevante baja, ya que en ese mes ingresaron US$441 millones.
     
    Cabe resaltar que en enero ingresaron al país por inversión de portafolio US$786 millones, en febrero salieron US$779 millones, en marzo salieron US$668 millones, en abril salieron US$195 millones y en mayo se revirtió esta tendencia e ingresaron US$210 millones.
     
    Por Valora Analitik.
  • Junta Directiva de Grupo EPM llega a acuerdo para entregar el parque eólico Jepírachi

    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.
     
  • La ANM autorizó la reapertura de minas de Minminer

    Luego de la tragedia ocurrida en marzo, la autoridad minera dio luz verde a la reapertura de 17 bocaminas. 
    Después del accidente ocurrido en marzo, cuando 21 mineros murieron en las minas de Minminer, la Agencia Nacional de Minería (ANM) autorizó la reapertura de 17 bocaminas.
     
    Esto representa el 68% de la operación que podrá volver a extraer carbón. La entidad informó que después de hacer una inspección para comprobar las condiciones atmosféricas y de ventilación, actividades de mantenimiento y los requisitos generales, se decidió retirar la medida de suspensión que había impuesto tras el incidente.
     
    Con respecto a las expectativas ahora que se retomará la explotación, Minminer aseguró que se pretende extraer un aproximado de 25.000 toneladas de carbón mensuales, 16.000 coquizables (para producción de acero) y 9.000 toneladas de carbón térmico.
     
    “Somos una empresa colombiana que cuenta con 244 asociados, en su mayoría, empresas familiares de Cundinamarca. No es una multinacional, ni cuenta con inversión extranjera, nos hemos hecho a pulso en Colombia. Somos emprendedores de región unidos para demostrar el éxito de la asociatividad empresarial en el país a través de una minería colectiva, responsable y legal. Antes de la tragedia, Minminer era el quinto exportador del interior nacional de coque, siendo Colombia el tercer país productor mundial, después de China e India” afirmó Andrés Felipe Cubides, gerente general de Minminer.
     
    La compañía espera que se reactiven 800 empleos con la entrada en operación de las 17 bocaminas, de las 1.200 que trabajaban antes allí.
     
    Por Portafolio 
     
  • La ciudad en el que el precio de la gasolina ya supera los $ 14.000

    Por cuarto mes consecutivo, a las tarifas de este combustible para el mes del agosto se les aplicó un ajuste de $600.
    Como parte de la estrategia del Gobierno para reducir el déficit del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (Fepc), por cuarto mes consecutivo, el precio de la gasolina corriente motor se reajustará 600 pesos.
     
    De esta manera, el valor promedio de venta al público para agosto será de $13.564 por galón.
     
    En cuanto al costo del ACPM a nivel nacional, este no presentará ningún ajuste y se mantendrá en $9.065. 
     
    ¿Cómo quedó el precio por ciudades?
     
    Teniendo en cuenta las 13 principales ciudades del territorio nacional, para el octavo mes del año la zona que quedó con la tarifa más alta de gasolina corriente es Villavicencio, con $14.073.
     
    La capital del Meta se ha posicionado en los últimos meses como el lugar del país con el combustible de este tipo más caro, debido principalmente a la distancia que separa a esta región de las refinerías y a los sobrecostes que genera el traslado de este hidrocarburo. 
     
    A este territorio le siguen Cali, con un valor de $13.997; Bogotá, con $13.973; Manizales, con un precio de $13.957; Pereira, con $13.941; Ibagué, con $13.908; y Medellín, con un costo por galón para agosto de $13.906.
     
    Por su parte, y de acuerdo con el listado de Creg, las poblaciones con precios menores a $13.000 son Pasto ($11.716) y Cúcuta ($12.025). 
     
    En el medio se ubican ciudades como Barranquilla, con el valor de la gasolina en $13.644; Cartagena, con un precio establecido en $13.603; y en Montería, en $ 13.853.
     
    Además, los ciudadanos de Bucaramanga tendrán que cancelar $ 13.734 por galón, los de Pereira $13.941 y los de Ibagué $13.908. 
     
    Por Portafolio.
     
  • La compañía Drummond iniciará en agosto construcción de proyecto de energía solar

    La organización está esperando la vía libre para aumentar la producción de gas asociado con carbón, juntos con otros prospectos.
    A pesar de la ley minera que quiere aprobar este Gobierno y algunas preocupaciones por las fuertes lluvias, paros e incluso la reforma tributaria que se aprobó el año pasado, Drummond espera aumentar 30% su producción de carbón y totalizar 30 millones de toneladas a finales de este año. José Miguel Linares, presidente de Drummond Colombia, comentó a LR sus preocupaciones por el gremio y sus expectativas a futuro, en donde contemplan inversiones en energías renovables.
     
    ¿Cómo les fue en términos de producción al cierre del primer trimestre?
     
    Tuvimos una buena producción. No fue tan fácil porque hubo, especialmente al comienzo del trimestre, fuertes lluvias, pero en general vamos bien.
     
    ¿Cómo les pegó la reforma tributaria que se aprobó el año pasado?
     
    Tiene algunos elementos que son preocupantes y específicamente para esta industria. El de la no deducibilidad de las regalías y la sobretasa de 5% y 10%.
     
    El de la no deducibilidad es lo que más duro nos puede llegar a impactar, sobre todo en un escenario donde los precios del carbón vuelvan a los niveles que tuvimos hace algunos años, pues la mayoría de las compañías aquí en Colombia vamos a ver pérdidas.
     
    ¿En qué va el desarrollo de proyectos de energía solar en alianza con EDF Renewables? ¿Tienen en carpeta otro?
     
    Nosotros estamos por sacar adelante un proyecto de energía solar, empezaremos la construcción en agosto.
     
    ¿Cuántas toneladas exportaron el año pasado y a qué países? ¿Hay planes de agregar alguno nuevo?
     
    Estamos exportando a alrededor de 20 países. Lo importante es consolidar esos mercados y en algunos de esos encontrar la oportunidad de aumentarlos. Sin embargo, siempre estamos pendientes en nuevas oportunidades, especialmente en el continente asiático.
     
    ¿Qué cree que debe tener la nueva ley minera que quiere promover este Gobierno?
     
    Un eje fundamental de la ley minera es el respeto de los derechos adquiridos de los contratos que hay en ejecución de las prórrogas.
     
    Eso es fundamental. También, es muy importante buscar incentivos para atraer nuevos inversionistas, nuevas empresas o para que las empresas que ya estamos invirtiendo en Colombia aumentemos nuestras inversiones.
     
    ¿Cómo va la producción de gas asociado a mantos de carbón?
     
    Esa producción se mantiene estable. Dentro de lo que habíamos hecho dada toda la controversia de lo que habíamos hecho, hemos podido mantenerlo.
     
    Estamos esperando que nos den vía libre para aumentar esa producción y también venimos trabajando a través de Drummond Energy en otros prospectos de gas ya de los convencionales.
     
    ¿Cómo va la extracción en la mina El Corozo?
     
    Va bien, avanzando dentro de lo presupuestado. Algunas personas piensan que no hemos aumentado la producción, pero nosotros siempre hemos querido mantener un balance, que están dado no solamente por la parte operativa, sino comercial.
     
    Nosotros producimos más o menos 70% en El Descanso y 30% en lo que es el complejo de la Loma, Descanso Sur y el Corozo. La producción más importante es en la Loma que es el primer contrato y ya estamos casi por agotar, en algunos pocos años, las reservas de este contrato.
     
    Por María Almario para LaRepública.
     
  • La creciente influencia de Rusia en América Latina

    La guerra de Rusia contra Ucrania ha desviado la atención de los observadores de sus políticas en América Latina. 
     
    Mientras que el bloqueo del Mar Negro y el consiguiente armamentismo de las exportaciones rusas y ucranianas han desatado una atención significativa hacia, en y en torno a las rivalidades entre grandes potencias en África, no ha ocurrido nada parecido con respecto a América Latina. Sin embargo, esto no debe llevar a los observadores a pensar que Rusia se ha retirado o ha disminuido sus actividades aquí. De hecho, Rusia ha seguido estrechando sus lazos con muchos Estados del continente -incluidos Nicaragua, Cuba y Venezuela-, al tiempo que busca aperturas en otros lugares de América Latina.
     
    Además, parece que la política latinoamericana goza de protección de alto nivel en Moscú. Según Igor Sechin, el más probable "curador" de la política rusa en América Latina, Putin "supervisa directa y personalmente todo lo relacionado con la política bilateral" en las relaciones con Cuba (Translatingcuba.com, 6 de marzo). Y es poco probable que este estilo de supervisión se detenga con Cuba. Una vez que comenzó la guerra en Ucrania, Moscú intensificó enormemente su ya robusta guerra de información en todo el continente contra Estados Unidos (Dialogo-americas.com, 18 de febrero de 2022; DW, 13 de abril de 2022). Además, esta campaña de información está relacionada con los intentos directos rusos de intervenir en las elecciones presidenciales de 2022 en Colombia, aliado de Estados Unidos en la región (Infobae.com, 28 de marzo). Este enfoque buscaba claramente influir en los votos a favor del entonces candidato Gustavo Petro (Latinoamerica21.com, 23 de enero). Al mismo tiempo, el periódico mexicano El Universal ha publicado informes sobre hackeos cibernéticos contra servicios de seguridad latinoamericanos que revelan conexiones entre Rusia y actores criminales locales (El Universal, 4 de octubre de 2022). De hecho, han aparecido radares rusos en la frontera de Colombia con Venezuela (Archdye, 27 de febrero de 2022), y se ha informado de la presencia de fuerzas y contratistas rusos en la zona (La Patilla, 22 de febrero de 2022). En otro caso, un ciudadano ruso vinculado a las Fuerzas Especiales mexicanas entrenó y proporcionó armas a una fuerza de autodefensa en el estado sureño de Guerrero.
     
     
    Mientras tanto, surgen señales inquietantes de que los dictadores latinoamericanos están utilizando la ayuda y los modelos rusos para consolidar su dominio interno. En Venezuela, el gobierno de Nicolás Maduro ha ampliado la cooperación militar y de inteligencia con Rusia, hasta el punto de que fuerzas mercenarias del notorio Grupo Wagner están siendo desplegadas en Venezuela (Riddle Russia, 9 de enero). Además, el régimen de Maduro también ha aumentado la inteligencia de señales y la cooperación cibernética contra la oposición interna, las organizaciones no gubernamentales extranjeras y Colombia. Por lo tanto, no es de extrañar que el ministro de Asuntos Exteriores, Eduardo Gil Pinto, dijera en marzo de 2023 al canal de televisión libanés Mayadeen que Venezuela coopera estrechamente tanto con Rusia como con Irán (Memri.org, 2 de marzo). Más recientemente, funcionarios rusos y venezolanos llegaron a un acuerdo para establecer "un corredor marítimo directo" entre ambos países "lo antes posible" para facilitar el comercio y profundizar aún más las relaciones (Sputnik Mundo, 7 de abril).
     
    En Nicaragua, el régimen de Daniel Ortega, con ayuda rusa, está construyendo una dictadura integral (Havana Times, 7 de febrero). Moscú desempeña un papel activo en la inteligencia cibernética de Managua, y el coronel Oleg Surov, que depende directamente del Kremlin, está creando un cuadro de oficiales de inteligencia prorrusos que podrán operar en toda América Latina y como fuerza policial nacional. Rusia tiene 250 soldados en el país, y Nicaragua mantiene activamente un satélite de telecomunicaciones Glonass, integrándose así en las estructuras de la red cibernética de Moscú (Havana Times, 7 de febrero). Además, el régimen utiliza ahora la red rusaORM (Sistema de Actividades Operativas de Inteligencia) para la vigilancia interna (Confidential, 16 de febrero).
     
    Por último, en Cuba, el régimen actual, permanentemente afligido por los malos resultados económicos impuestos por las políticas socialistas de los hermanos Castro, pero ya no atado a su legado, ha optado en cambio por el otro pilar del gobierno de los Castro: la emulación de Rusia. Miembros de la élite cubana se han reunido con la élite rusa para discutir la fundación de un centro que prepare "cambios económicos" en Cuba basados en el desarrollo de la empresa privada (Havana Times, 28 de enero). Esto no significa que La Habana vaya a renunciar a su poder político, sino todo lo contrario. Por el contrario, intentará emular aún más a la Rusia de Putin. Por lo tanto, la creación de un centro de transformación económica y la aparente decisión de Cuba de lanzar reformas económicas bajo los auspicios rusos dará lugar, según el medio independiente Cuba Siglo 21, a un "mercado mafioso ruso" bajo la hegemonía moscovita.
     
    Así, Rusia no ceja en su empeño de incendiar América Latina, incitando al conflicto y librando una implacable guerra informativa para socavar a los amigos y la posición de Washington en el continente. En realidad, Moscú puede llevar a cabo en la región movimientos similares a los ocurridos en 2008 y 2014 como reacción a la oposición estadounidense a las invasiones rusas de Georgia y Crimea. Sin embargo, al mismo tiempo, el dominio de Rusia de los acontecimientos internos y de inteligencia dentro de sus aliados o Estados clientes -incluyendo Venezuela, Cuba y Nicaragua- parece estar creciendo. Aparte del historial de los esfuerzos rusos por ampliar su influencia, influencia y presencia estratégica en América Latina, las actividades actuales de Moscú reflejan la continua disposición a utilizar todas las herramientas de su comercio -capacidades económicas, militares, cibernéticas y diplomáticas- para lograr resultados e integrar sus políticas latinoamericanas en la nueva prioridad general de concentrarse en el Sur Global (es decir, África, Asia y América Latina) (véase EDM, 6 de enero).
    De hecho, las políticas del Kremlin en América Latina demuestran que la guerra contra Ucrania es sólo una parte de una guerra más amplia y principalmente no cinética, pero no por ello menos grave, contra Occidente. Y, a la vista de los últimos acontecimientos, esa guerra no está ni mucho menos cerca de su fin.
     
    Por la Fundación Jamestown
  • La Creg oficializó a Omar Fredy Prias como nuevo director ejecutivo de la entidad

    Manuel Peña Suárez, comisionado experto, fue designado como el director ejecutivo suplente. La entidad ya puede sesionar.
    La Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg, oficializó este viernes la designación de Omar Fredy Prias como nuevo director ejecutivo.
     
    Prias asumirá este cargo por un período de un año que puede ser prorrogable, de acuerdo con la normativa vigente.
     
    Por otro lado, el comisionado experto Manuel Peña Suárez también fue oficializado como director ejecutivo suplente.
     
    Vale la pena resaltar que la Creg completó esta semana el quórum para sesionar y tomar acciones en favor del escenario energético del país.
     
    La representación se completó luego del nombramiento de José Medardo Prieto y Antonio Jiménez como nuevos comisionados de la institución. Los expertos se suman así a Omar Prias y Manuel Peña, quienes ya habían sido ratificados.
     
    Ahora bien, vale destacar que solo Prias está nombrado en propiedad. A pesar de que ya hay quórum, aún faltan dos nombramientos para completar las plazas disponibles.
     
    Por Roberto Casas para LaRepública.
  • La energía será más cara para estratos 4, 5 y 6 según los decretos que han expedido

    También habrá un cargo extra de $5.000 para los usuarios comerciales e industriales. Según el Ministerio, esto recaudaría más de $51.000 millones.
    Se empezaron a conocer los primeros decretos que expidió el Gobierno Nacional para atender la emergencia económica y social en La Guajira, la cual se estableció el pasado 2 de julio.
     
    Uno de los que ya se hizo público es el 1276 del 31 de julio. Con este se quiere dar soluciones energéticas en La Guajira y, para esto, se incluirá en las facturas de energía un valor denominado “Aporte Departamento de La Guajira”, por $1.000 por factura que deberán pagar los usuarios de estratos 4, 5 y 6. Para usuarios comerciales e industriales, el cargo será de $5.000. Con esto, en el documento se asegura que se podrían recaudar más de $51.000 millones.
     
    En el decreto se argumenta que “a partir del estrato 4, los valores promedio a pagar son superiores a $100.000, de manera que se tienen usuarios con una capacidad de pago que permite generar un aporte en el valor a pagar de cada factura que no afecte de manera sustancial su condición de pago”. Y se agrega que de enero a mayo se ha realizado la prestación del servicio a un promedio de 3.216.987 usuarios pertenecientes a estratos 4, 5 y 6 y de sectores comerciales e industriales.
     
    “El porcentaje de estos usuarios corresponde a 19% del total de usuarios del país, que corresponden a los usuarios que mayor valor a pagar mensualmente tienen, y cuyo poder adquisitivo pudiera aportar para la condición de emergencia”, se lee en el documento.
     
    Con todo esto, el objetivo del Gobierno también es financiar parte de los $1,56 billones que se requieren para lograr la universalización del acceso a la energía eléctrica en la Guajira. Esta medida podría extenderse más allá del término de seis meses, si así lo decidiera el Congreso dentro del año siguiente.
     
    Hay que resaltar el artículo 7 del mismo decreto en el que se da un alivio de suspensión de contratos de suministro de energía media anual a largo plazo para generadores de Fuentes no Convencionales de Energía Renovable.
     
    Con esto se suspende temporalmente la obligación de suministro de energía de estas fuentes hasta que entre en operación el proyecto de generación objeto del contrato y como plazo máximo hasta el 22 de julio de 2025. Según explicó Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy, con este artículo se podría impactar el valor de las tarifas para los usuarios, pero impulsa la reactivación de proyectos de energías limpias.
     
    “Se va a tener que buscar otras fuentes para suministrar esta energía, que podría ser más costosa dada la coyuntura actual. Es decir, se va a tener que reemplazar esas fuentes que iban a suministrar esos proyectos. Es posible que se use energía térmica, lo que encarecerá tarifas”.
     
    Por Juliana Trujillo para LaRepública.
  • La Guajira tendrá nuevo parque eólico público

    EPM informó que hará también inversiones de $45.000 millones adicionales a los $30.000 millones del proyecto.
    El Ministerio de Minas y Energía y Empresas Públicas de Medellín (EPM) anunciaron que el parque eólico Jepírachi, ubicado en La Guajira, será de carácter público popular.
     
    “Hoy EPM decide que Jepírachi, parque eólico de 19,5 megavatios en La Guajira, pasará a esquema de propiedad con comunidad wayúu”, señaló la ministra Irene Vélez. Cabe destacar que estaba establecido un plan para que Jepírachi fuera desmontado en el segundo semestre del año.
     
    No obstante, la compañía señaló que este parque “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”.
     
    La compañía pública informó que hará también inversiones de $45.000 millones adicionales a los $30.000 millones ya dispuestos para el desarrollo de comunidades energéticas en las áreas de influencia de EPM y Afinia.
     
    Reducción de tarifas
     
    En Medellín también informó la empresa que para responder por las disminuciones en el precio de la electricidad que se anunció para el segundo semestre del año se hará una destinación de recursos de $100.000 millones y no se usará la opción tarifaria, con el objetivo de que no se les cobre después a los ciudadanos el costo de la disminución.
     
    Actualmente, informaron que trabajan con el Ministerio de Minas y Energía para determinar qué instrumentos regulatorios y normativos les permiten aplicar esta medida.
     
    “En principio iba a hacerse por medio de opción tarifaria, pero EPM se ha comprometido y nos hemos comprometido en que vamos a destinar $100.000 millones de pesos, que es lo que estimamos en EPM que vale la medida”, explicó Daniel Quintero, alcalde de la capital antioqueña, tras anunciar la decisión.
     
    Por Portafolio.
     
  • La influencia energética de China crece en los mercados emergentes

    "China se ha convertido en el centro de gravedad de los mercados energéticos mundiales", proclamó Barron's en
    septiembre de 2020. 
     
    Lo que Barron's no sabía es que, en los próximos años, los mercados mundiales de la energía, los flujos comerciales energéticos y la geopolítica, tal y como los conocemos, darían un vuelco total. Desde 2020, el amplio impacto de la pandemia de Covid-19 y la guerra rusa en Ucrania, que alimentó una guerra energética entre Rusia y Europa, han reescrito las reglas de la energía, han lanzado el movimiento de descarbonización a toda marcha y han arrojado un manto de duda sobre el libre comercio y puesto de relieve las vulnerabilidades de las cadenas de suministro mundiales. China ha sufrido enormemente bajo el peso de su propia política de covarianza cero y se enfrenta a años de recuperación económica. Pero ni siquiera todas estas perturbaciones imprevistas pudieron interrumpir la singular visión y el impulso del crecimiento energético mundial de China. 
     
    En medio de todo este caos, la China de Xi Jinping ha seguido ampliando su presencia en los mercados energéticos mundiales y solidificando su esfera de influencia en las economías emergentes. No es una adquisición hostil. Para bien o para mal -más adelante hablaremos de lo peor-, China simplemente ha estado gastando y negociando más que cualquier otro país de la Tierra. Según cifras recientes de un análisis de BloombergNEF, sólo China fue responsable de casi la mitad del gasto mundial en el sector de las energías renovables el año pasado, con la friolera de 546.000 millones de dólares. Casi cuatro veces más que los 141.000 millones de Estados Unidos y 2,5 veces más que los 180.000 millones de la Unión Europea. 
    Gran parte de este dinero se está gastando en la propia capacidad de producción y fabricación nacional de China, con el resultado de que Pekín controla ahora una amplia gama de cadenas de suministro clave de infraestructuras de energía limpia y mercados de minerales de tierras raras, componentes esenciales para las baterías de vehículos eléctricos, paneles solares y más. "China ha conseguido crear estas cadenas de valor realmente integradas y eficientes para fabricar, por ejemplo, paneles solares y células de baterías", declaró recientemente a Scientific American Antoine Vagneur-Jones, responsable de investigación sobre comercio y cadenas de suministro de BloombergNEF. Debido a la enorme ventaja que lleva China en estos sectores, es más que probable que Pekín siga dominando durante al menos la próxima década, si no más.
     
    Además de reforzar su propia seguridad energética y su capacidad de producción de infraestructuras energéticas, China está ampliando sus acuerdos y adquisiciones en el extranjero. Esta misma semana, un grupo de la industria peruana informó de que un importante acuerdo para que una empresa china compre dos proveedores locales de energía "otorgaría al país asiático un cuasi monopolio sobre el sector en Perú, especialmente en la populosa capital, Lima, y sus alrededores", informó Reuters el martes. El acuerdo, que aún está a la espera de la aprobación regulatoria, sería el último de una serie de adquisiciones chinas en Perú. "Si se aprueba, llevaría a una concentración del 100% del mercado de distribución de electricidad de Lima en manos de la República Popular China", dijo la Sociedad Nacional de Industrias de Perú, una cámara de empresas privadas, citada por Reuters. En consecuencia, la cámara ha pedido al INDECOPI que examine el acuerdo con ojo crítico.
     
    Perú es sólo uno de los muchos ejemplos de relaciones comerciales desiguales con China. Pekín ha ampliado su presencia energética (y, por tanto, su influencia política y su poder blando) en economías emergentes de África y Asia Central, entre otras. Las empresas energéticas chinas también acuden cada vez más al mercado estadounidense para aprovechar los incentivos a las energías limpias de la Ley de Reducción de la Inflación de la administración Biden. Se trata de un giro un tanto irónico de los acontecimientos, teniendo en cuenta que la Ley se diseñó para ayudar a Estados Unidos a ponerse a la altura de China en cuanto a gasto y desarrollo de energías limpias, y que anteriormente había sido criticada por su tendencia proteccionista y nacionalista. 
     
    Si la firme marcha de China hacia el dominio energético no se ha podido frenar con los últimos años de agitación industrial y reveses económicos, es difícil imaginar qué podría detenerla. Permitir que un actor importante ejerza demasiada influencia mundial es, por supuesto, un gran riesgo y un obstáculo para la resistencia en tiempos de crisis. Además, otorga a ese actor un enorme poder de influencia. Esto es preocupante independientemente de quién sea esa entidad, pero es especialmente preocupante en el caso de un régimen autoritario que ha demostrado a través de acciones pasadas que no teme utilizar esa influencia para su propio beneficio político y económico. Hacer retroceder a China en este sentido no será fácil. De hecho, conseguir que la economía energética mundial sea fuerte, resistente y descentralizada puede ser el mayor reto de la era de la descarbonización.
     
    Por Haley Zaremba para Oilprice.com
  • La Nación espera $6 billones menos por precio del crudo

    El Gobierno actualizó la expectativa de precios del petróleo para el 2023 en la presentación del Marco Fiscal de Mediano Plazo. Para este el Ministerio de Hacienda espera un promedio de barril de crudo en US$78,6; esto significa una caída en el pronóstico, puesto que en el Plan Financiero presentado por la cartera a finales del año pasado esperaba US$94,2 en promedio. La diferencia es de US$15,6. Esta actualización implica que se esperan ingresos entre $3 y $6 billones menos para este año.
    Si bien el año pasado el barril de crudo vio un precio por encima de US$100, este año inició con valores cercanos a los US$80. De hecho, el promedio entre enero y el 16 de junio es de US$80,4. Los altos precios vistos en 2022 llevarán a que el recaudo por petróleo de este año será de 0,6 puntos porcentuales del PIB; sin embargo, para 2024, el menor precio llevaría a menores ingresos.
     
    Este fue uno de los motivos que llevó a Hacienda a actualizar sus presupuestos macroeconómicos. De acuerdo con Ricardo Bonilla, jefe de la cartera, “no hay expectativa de que este año suba; de hecho podríamos encontrarnos con que baje incluso más”, aunque no precisó cuál es la reducción en ingresos esperados que plantea este nuevo documento.
     
    Para el Comité Autónomo de la Regla Fiscal (Carf), por cada dólar más o menos en el precio del barril, el impacto en ingresos por impuestos y dividendos es de $200.000 millones. Es decir, Hacienda partiría sobre unos ingresos menores de $3,12 billones en este año.
     
    Ahora bien, Julio César Vera, presidente de Xua Energy, señaló que el impacto por dólar es de $500.000 millones; lo que significa que este año Hacienda podría contar con $6 billones menos de ingresos.
     
    El Marco Fiscal desagrega este motivo como uno de los principales causantes de ajuste a la baja en el balance fiscal. Hacienda contempla que los menores ingresos del sector extractivo sean de 0,8% del PIB, frente a lo estimado en el Plan Financiero. De esta forma, los ingresos petroleros este año tendrían un alza de 0,7 puntos porcentuales del PIB, “en línea con las mayores cuotas del impuesto de renta que pagaría el sector y los resultados financieros del Grupo Ecopetrol observados durante 2022”.
     
    Bonilla señaló que la actualización se dio en vista de que de todas formas ingresos que no se iban a obtener este año por esta vía.
     
    “Esto significa menores ingresos por dividendos, regalías e impuestos. Esto se traduce en un mayor déficit fiscal, por lo que esa senda de reducción en el déficit y la relación deuda / PIB cambia con estas nuevas expectativas”, explicó Ómar Suárez, gerente de Renta Variable de Casa de Bolsa. Este es uno de los efectos que evidencia el documento.
     
    En el Plan Financiero 2023, presentado por Hacienda en diciembre, se suponía que con el estimativo de precios, la Nación tendría un superávit primario. No obstante, en la actualización del Marco Fiscal, se resalta que ya no se logrará esto, “asociado a la materialización de choques macroeconómicos adversos, en particular la caída del precio internacional del petróleo”.
     
    Para este año, el déficit fiscal del país sería de 4,3% de Producto Interno Bruto, un incremento 50 puntos básicos frente al estimativo del Plan Financiero, que preveía 3,8% de desbalance.
     
    Otro efecto en las cuentas del Gobierno es la Inversión Extranjera Directa para este año. Teniendo en cuenta que un mayor precio del commodity jalona mayores recursos hacia el país, cuando hay una caída en su cotización la inversión es menor. De hecho, este año se prevé una caída de 19,7% en estos recursos por la fuerte corrección en precios del petróleo, así como del carbón.
     
    Otro de los efectos, en este caos más positivo para las finanzas de la Nación, es un menor diferencial entre el precio internacional y el local de los combustibles líquidos. Esto conllevaría a que la deuda sea menor, puesto que el subsidio a gasolina y Acpm se daría sobre un precio de barril menor. Vera estima que en estos siete meses los subsidios a los combustibles van a sumar aproximadamente $9,5 billones, a pesar de los incrementos en los precios de la gasolina.
     
    Por Portafolio
  • La Ocde hace mención de honor a los pequeños mineros de Colombia

    Se destacó que por primera vez se llegó a un acuerdo entre mineros tradicionales y la empresa privada.
    Los procesos de formalización de los mineros tradicionales de Marmato (Caldas) y California (Santander) fueron los modelos reconocidos y exaltados por expertos, académicos y líderes mineros y ambientales en el marco del Foro Mundial sobre las cadenas de suministro de minerales responsables de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (Ocde), en París.
     
    En el evento se destacó cómo la formalización de la pequeña minería que se asocia con la gran industria, y cuenta con el apoyo del Estado, les brinda a los mineros tradicionales la posibilidad real de ejercer sus actividades de extracción de minerales bajo el amparo de un título minero, con sostenibilidad, tecnología y el capital necesario para cumplir con la normativa legal y promover la protección del agua y el medioambiente.
     
    Rubén Darío Rotavista Vanegas, representante de la empresa Porvenir S. A. S. de Marmato (Caldas), y vocero de una parte del sector de la pequeña minería, destacó lo que está sucediendo en su municipio, donde por primera vez en la historia se suscribió un acuerdo entre mineros tradicionales y la empresa privada Aris Mining, con el objetivo de promover un nuevo modelo minero en el país, que prioriza la vida y el cambio, y que permitirá la formalización de más de 200 mineros tradicionales.
     
    Entregan contratos a pequeños mineros de Casanare, Cundinamarca y Antioquia
    La Agencia Nacional de Minería (ANM) otorgó los primeros contratos de concesión minera con requisitos diferenciales en Casanare, Antioquia y Cundinamarca, que beneficiarán a más de 100 pequeños mineros que se dedican a la explotación de oro de filón y materiales de construcción.
     
    La propuesta de contrato de concesión minera con requisitos diferenciales, que inició en 2021, ofrece unas condiciones más favorables para que los pequeños mineros puedan presentar propuestas y acceder al respectivo título minero, sin convertirlas en un instrumento de uso exclusivo para los programas de formalización o regularización.
     
    Esto significa que cualquier persona que quiera desarrollar o emprender por primera vez un proyecto minero y que se encuentre o se enmarque en la definición de minería de pequeña escala perfectamente pueda acceder a un título minero a través de esta modalidad. Los mineros de pequeña escala son aquellos que no cuentan con título minero vigente y sus proyectos se desarrollarán en un área máxima de 100 hectáreas.
     
    “Este instrumento legal nos permite aportarle al país nuevos proyectos de minería de pequeña escala, que bajo los parámetros del régimen ordinario no lo hubiéramos podido lograr, ya que nos permite flexibilizar los requisitos de orden económico y técnico para acceder a un título minero, sin poner en riesgo el desarrollo de un proyecto que cumpla con los estándares técnicos, ambientales y de seguridad minera”, aseguró el presidente de la ANM, Juan Miguel Durán.
     
    Otro beneficio que tendrán los mineros de pequeña escala que reciben su título minero bajo esta figura legal, es el acompañamiento técnico integral que la ANM ofrece de manera gratuita durante toda la vida útil del proyecto, si así lo quieren, y la fiscalización diferencial impactando favorablemente en la reducción del riesgo de declaratorias de caducidad de los títulos.
     
    El proyecto del titular minero de Yopal es proveniente de la modalidad de conversión, que es una especie de salvavidas para aquellos mineros que no podían formalizarse a través del instrumento legal que inicialmente habían escogido y que vieron en esta nueva figura una opción para lograr desarrollar su proyecto minero, lo cual no ocurriría con los requisitos normales.
     
    Por Revista Semana.
  • La pérdida neta de Cemex Latam Holdings llegó a US$1 millón en el primer trimestre

    El informe también reveló que los gastos de operación como porcentaje de ventas netas disminuyeron en 3,8pp durante el trimestre.
    La compañía Cemex Latam Holdings reportó que durante el primer trimestre del año tuvo una pérdida de US$1 millón, en comparación de los US$16 millones que había obtenido como ganancia durante el mismo periodo del año pasado.
     
    En su reporte, la empresa destacó que las ventas netas consolidadas entre enero y marzo crecieron 9% en términos comparables para las operaciones actuales y haciendo un ajuste por fluctuaciones cambiarias. Las ventas netas en términos comparables incrementaron en Colombia, Panamá y en el resto de las regiones donde opera la compañía.
     
    De igual forma, la empresa informó que "el costo de ventas como porcentaje de ventas netas incrementó en 4,7 pps., de 65,6% en el 1T22 a 70,3% en el 1T23. El aumento se debió principalmente a mayores costos operacionales, especialmente en el combustible para hornos y costos de mantenimiento".
     
    Las ventas netas de la empresa fueron de US$204 millones. El informe también reveló que los gastos de operación como porcentaje de ventas netas disminuyeron en 3,8pp durante el trimestre, de 25,8% en el primer trimestre del año pasado a 22% en el mismo periodo de este año.
     
    "El flujo de operación durante el primer trimestre de 2023 disminuyó en 14% en términos comparables, comparado con el del primer trimestre de 2022. La disminución se debió principalmente a mayores costos, mitigada parcialmente por mayores ventas", concluyó el informe.
     
    Por Carlos Rodríguez para LaRepública.
     
  • La petrolera Ecopetrol aporta 48% del total de los ingresos del sector hidrocarburos

    Junto con la petrolera de mayoría estatal, Terpel y Reficar completan el top tres del sector. los precios del petróleo ayudaron a la firma que ahora dirige Ricardo Roa.
    Ecopetrol revalidó un año más su posición como la empresa más grande de Colombia, lo que la ratificó como la más vendedora del sector de hidrocarburos, según los datos entregados a la Superintendencia de Sociedades.
     
    La compañía que ahora lidera Ricardo Roa cerró 2022 con ingresos cercanos a los $160 billones, que además representan 48% del total de ventas que tuvo este segmento el año pasado.
     
    Los ingresos de la empresa de mayoría estatal crecieron 73,82% en comparación con 2021, debido al mayor aporte de la producción, a un resultado récord en las refinerías y a los resultados que obtuvo ISA, filial del Grupo. Además, la compañía se vio beneficiada por los precios del petróleo que alcanzaron récords el año pasado, en medio de las tensiones generadas en los mercados internacionales tras la guerra entre Ucrania y Rusia.
     
    El comportamiento de los ingresos le permitió a la empresa obtener lo que calificó en su momento como los “mejores resultados financieros de su historia”, luego de alcanzar una utilidad neta de $33,4 billones, el doble de la que obtuvo en 2021.
     
    Debido a este desempeño, Ecopetrol le entregó $42,4 billones a la Nación a través de dividendos, regalías e impuestos, frente a los $16,8 billones que había dejado en 2021. Además, los accionistas minoritarios recibieron $2,1 billones.
     
    En la segunda posición del sector, está la Organización Terpel, que finalizó el año con ingresos por $35,45 billones, tras un incremento de 53,21% al compararlos con 2021. La utilidad neta, sin embargo, cayó 11,26% y se ubicó en $333.412 millones.
     
    La compañía resaltó la gestión comercial que realizó el año pasado y que se materializó en un aumento del volumen, gracias al comportamiento que tuvieron los negocios de aviación, industria y lubricantes. En concreto, al cierre de diciembre, en Colombia se comercializaron 2.496 millones de galones, lo que representó 15% más frente a 2021.
     
    La compañía resaltó la gestión comercial que realizó el año pasado y que se materializó en un aumento del volumen, gracias al comportamiento que tuvieron los negocios de aviación, industria y lubricantes. En concreto, al cierre de diciembre, en Colombia se comercializaron 2.496 millones de galones, lo que representó 15% más frente a 2021.
     
    Entre los hechos que golpearon a la operación el año pasado estuvo un mayor gasto financiero en Colombia debido a que la deuda está en su mayoría indexada a la inflación, que en 2022 cerró en 13,12%, junto a una mayor deuda financiera por requerimientos de capital de trabajo. Además, hubo un impacto por las protestas sociales que hubo en Panamá, Ecuador y Perú, países donde la organización tiene presencia.
     
    El podio del sector lo cierra Reficar, que subió sus ingresos el año pasado casi al mismo ritmo que Ecopetrol. La compañía incrementó sus ventas 72,64% en comparación con 2021 y finalizó con $26,76 billones. Además, la utilidad neta llegó a $2,18 billones.
     
    Herman Galán, presidente de la compañía, destacó que la capacidad de la Refinería era de 150.000 barriles por día, pero el año pasado se interconectó la refinería original, por lo que la producción está cerca de 210.000 barriles.
     
    “La posición estratégica de la Refinería implica que, si Colombia no lo demanda, siempre hay alguien en el mundo que está dispuesto a comprar nuestros combustibles, nos pasó en la pandemia que no hubo demanda porque la gente estaba en la casa, entonces, todo lo exportamos”, dijo el directivo.
     
    Según las cifras de la Superintendencia de Sociedades, en total, el sector de hidrocarburos tuvo ingresos por $331 billones con un incremento promedio de 45,9% en comparación con el año pasado. Además, las ganancias llegaron a $58,4 billones.
     
    Por Carlos Rodríguez para LaRepública.
  • La producción de crudo de Venezuela enfrenta una ardua batalla a pesar del alivio de las sanciones

    Si bien la flexibilización de las sanciones abre puertas a la inversión extranjera, Venezuela enfrenta una ardua batalla para reactivar su industria petrolera debido al deterioro de la infraestructura y la incertidumbre política.
    Estados Unidos ha suavizado sus sanciones a Venezuela tras un acuerdo electoral. Esto sigue a cuatro años de sanciones a su industria de petróleo y gas, restringiendo los niveles de producción y exportación del gigante petrolero sudamericano. A pesar de las duras restricciones a la industria energética del país, Venezuela continuó produciendo y exportando su crudo utilizando canales secretos, con un éxito limitado. Las sanciones, el mal estado de la economía y la mala gestión de la industria petrolera han provocado fallas operativas, y muchos de los yacimientos petrolíferos de Venezuela han tenido un rendimiento dramáticamente inferior. Entonces, ¿podría finalmente la flexibilización de las sanciones a la energía venezolana cambiar la industria? 
     
    Hace apenas un par de décadas, Venezuela producía más de  3 millones de bpd  de petróleo, antes de que la corrupción generalizada y la caída del precio del petróleo devastaran la industria energética del país, con un grave efecto en cadena en su economía. Para agravar los desafíos, el expresidente estadounidense Trump introdujo sanciones al petróleo y el gas venezolanos tras la toma de posesión del presidente Nicolás Maduro en 2019. 
     
    Las sanciones a la industria petrolera venezolana paralizaron la producción, de la que algunos dicen que tal vez nunca se recupere. Varias compañías petroleras se retiraron de la importante petrolera latinoamericana y muchas operaciones quedaron abandonadas y ya no eran financieramente viables de mantener. Sin embargo, mientras Venezuela buscaba reparar su economía quebrada y la flexibilización de las sanciones parecía cada vez más cercana, bajo el presidente Biden comenzó a reconstruir su industria petrolera y sus relaciones comerciales. 
     
    Desde 2021, Venezuela ha estado  trabajando en asociación con Irán , que también tiene sanciones impuestas por Estados Unidos a su industria petrolera, para ayudarse mutuamente al desarrollo de sus sectores energéticos. Las dos potencias han  trabajado mano a mano  para eludir las sanciones a sus industrias de petróleo y gas con el apoyo de China, que compró energía de ambos países utilizando rutas alternativas y barcos fantasma para transportar el petróleo sancionado. Venezuela acordó intercambiar su petróleo por condensado iraní, que escaseaba y es necesario para diluir el crudo pesado venezolano. En mayo de 2022, Irán firmó un acuerdo con Venezuela para renovar la  refinería de El Palito.
     
    La estatal  Petróleos de Venezuela  (PDVSA) y sus empresas conjuntas exportaron alrededor de 616.540 bpd de crudo y productos refinados en 2022, una disminución del 2,5 por ciento con respecto a 2021. Sin embargo, los puertos, campos petroleros y refinerías de Venezuela están en condiciones extremadamente malas. Además, Rusia se ha convertido en un importante competidor para las exportaciones a China, y Putin ofrece crudo con grandes descuentos a cualquier país que lo acepte, tras las sanciones de Estados Unidos y Europa a la energía rusa. 
     
    Francisco Monaldi, experto en energía latinoamericana del Instituto Baker de la Universidad Rice  , afirmó : "A pesar del aumento de la ayuda iraní, la disminución de las exportaciones netas se debe a una combinación de estancamiento de la producción y la creciente competencia de las exportaciones rusas en el mercado negro chino". 
     
    Esta semana, la administración Biden  alivió ampliamente las sanciones  al petróleo venezolano en respuesta a un acuerdo alcanzado entre el gobierno de Venezuela y los partidos de oposición para las  elecciones presidenciales de 2024 . El Departamento del Tesoro de Estados Unidos emitió una nueva licencia general que le permite producir y exportar crudo a los mercados de su elección durante los próximos seis meses sin limitación. Sin embargo, el acuerdo sólo permanecerá vigente si el presidente Maduro comienza a levantar las prohibiciones impuestas a los candidatos presidenciales de la oposición, así como a liberar a prisioneros y a ciudadanos estadounidenses “detenidos injustamente”. 
     
    Estados Unidos decidió aliviar las sanciones para impulsar la producción mundial de petróleo y reducir los altos precios del petróleo causados ​​por las sanciones a Rusia y las decisiones de la OPEP+ de recortar la producción en todos los estados miembros. Significa que la industria petrolera venezolana está nuevamente abierta a la inversión extranjera. Esto podría llevar a que decenas de petroleras con operaciones congeladas o reducidas en Venezuela reinicien sus operaciones. 
     
    Pero la industria petrolera de Venezuela se vio duramente afectada por varios años de sanciones y una economía en quiebra, lo que significa que es poco probable que pueda compensar efectivamente las reducciones de la OPEP+ en el corto plazo. Hay una fuerte presión sobre PDVSA para que se recupere rápidamente y suministre petróleo a precios competitivos al mercado. Este año, la producción de petróleo en Venezuela ha promediado 780.000 bpd, superior al promedio de 2022 de 716.000 bpd. Sin embargo, el país sudamericano está lejos de alcanzar su objetivo de producción promedio para 2024 de 1,7 millones de bpd. En Venezuela solo hay una plataforma en funcionamiento, en comparación con más de 80 en 2014, y gran parte de la infraestructura del país se encuentra en un estado lamentable. 
     
    Para acercarse a su objetivo de producción, Venezuela requerirá  una inversión significativa  en nuevas plataformas de perforación, nuevos reemplazos de infraestructura para refinerías, estaciones de flujo y mejoradores de crudo y un suministro de energía confiable. Esto no será tarea fácil considerando la incertidumbre que enfrentan las empresas al invertir en Venezuela. No hay garantía de que Estados Unidos no reintroduzca sanciones, ya que el éxito de las inversiones en el sector petrolero del país depende en gran medida de las acciones del presidente Maduro, quien no ha estado dispuesto a cooperar con Estados Unidos en el pasado. Sin embargo, si las grandes petroleras están dispuestas a correr el riesgo y reiniciar las operaciones en Venezuela, puede que valga la pena. 
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com 
  • La producción de petróleo en Colombia se incrementó en 3,59 %

    La cifra corresponde a mayo de 2023, en comparación con el mismo mes del 2022. En ese lapso se alcanzaron 773.789 barriles de crudo promedio por día.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción fiscalizada de petróleo durante mayo de 2023 fue de 773.789 barriles promedio por día (bopd), un 3,59% mayor a la registrada en el mismo mes de 2022 cuando alcanzó los 746.960 barriles promedio por día.
     
    Frente a abril de 2023, la producción diaria de petróleo registró un descenso de 1,09% (773.789 bopd vs 782.277 bopd). La disminución en la producción se presentó principalmente en los campos: Castilla (Acacias/Castilla la Nueva-Meta), Caño Sur Este (Puerto Gaitán-Meta), Castilla Norte (Acacias/Castilla la Nueva-Meta), Chichimene (Acacias -Meta), Chichimene SW (Acacias/Guamal-Meta), Akacías (Acacias/Guamal-Meta), Caño Limón (Arauca/Arauquita-Arauca), debido al incremento de diferidas.
     
    El promedio anual de producción, entre mayo de 2022 y el mismo mes de 2023, fue de 771.780 barriles de petróleo por día, lo que representa un incremento de 3,44% respecto a lo registrado para el año anterior, cuando alcanzó los 746.082 bopd.
     
    Entre tanto, la ANH reportó que la producción promedio de gas comercializado durante mayo de 2023 presentó un descenso de 4,22% frente al mismo mes de 2022 (1.065 mpcd vs 1.112 mpcd). Frente a abril de 2023, la producción promedio de gas comercializado en el quinto mes del año registró un aumento de 3,60% (1.065 mpcd vs 1.028 mpcd).
     
    Se evidencia incremento del gas comercializado principalmente en los campos: Pauto Sur (Yopal-Casanare), Floreña (Yopal-Casanare), Floreña Mirador (Yopal-Casanare), Chuchupa (Manaure-Guajira), Gibraltar (Boyacá-Cubará), Mamey (Ovejas/Sucre), Claxon (La Unión/Sucre), debido al comportamiento de la demanda de gas durante el mes y al restablecimiento de la producción.
     
    Durante mayo de 2023, se reportaron dos avisos de descubrimiento en el pozo Saxofón-1 localizado dentro del Contrato de E&P VIM-5, a cargo de la empresa CNE OIL&GAS y el pozo Carambolo-1 del contrato de E&P VIM-21, operado también por CNE OIL&GAS. En abril se perforaron 4 pozos exploratorios y 42 de desarrollo. Respecto a la actividad de sísmica exploratoria se reportaron 973.20 Km 2D.
     
    Por Portafolio.