Autor: Martín Rosas

Gas Natural
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IGU: Reducción en inversiones de gas pone en riesgo la transición energética

by Martín Rosas

La incertidumbre sin precedentes sobre la demanda y el nivel insuficiente de inversión en gas natural, gases renovables y con bajas emisiones de carbono están poniendo en riesgo la transición energética, socavando la asequibilidad, la seguridad y la sostenibilidad de la energía, concluye el Informe Global del Gas 2023.

La Unión Internacional del Gas (IGU), Snam y su socio de conocimiento Rystad Energy, publicaron el Informe Global del Gas (GGR) 2023, donde señala que como consecuencia de los shocks de oferta y precios que siguieron a la invasión de Rusia a Ucrania, la demanda mundial de gas disminuyó 1,5% en 2022 en comparación con 2021. Las mayores caídas se registraron en Europa y Asia y fueron parcialmente compensadas por un fuerte crecimiento en América del Norte. 

La demanda de gas de Europa disminuyó casi un 12% en 2022. Los picos en los precios internacionales del gas natural licuado (GNL) provocaron que la demanda en Asia cayera 18 billones de metros cúbicos (Bcm) (1,9%) en 2022, con una destrucción significativa de la demanda en el sur de Asia, donde los precios inasequibles del GNL provocaron escasez de gas y apagones. Pakistán y Bangladesh se vieron muy afectados y experimentaron caídas de gas del 12% y el 15%, respectivamente, en 2022.

Por el contrario, la demanda de gas de América del Norte creció 4,8% en 2022, ya que los precios norteamericanos se mantuvieron en gran medida aislados y asequibles. En el primer semestre de 2023, China vio crecer la demanda de gas un 5,4% interanual hasta alcanzar los 194 Bcm.

El director general de Snam, Stefano Venier, destacó: “Como parte de un mercado global cada vez más interconectado, el sistema gasista europeo logró superar los enormes desafíos enfrentados en 2022, también gracias a la flexibilidad proporcionada por el GNL y a la mayor diversificación del suministro de gas, que hizo que los almacenamientos estuvieran casi a plena capacidad. Es importante seguir invirtiendo en infraestructura para asegurar un suministro de gas natural confiable y asequible y acelerar el desarrollo de gas verde y con bajas emisiones de carbono y CAC, considerando el papel clave que desempeñarán las moléculas en la matriz energética del futuro.”

La producción mundial de gas en 2022 se mantuvo estable con un aumento marginal de 8,3 Bcm o menos del 0,5%, lo que mantuvo la escasez de suministro mundial de gas.La reducción de la producción de Rusia en 2022 se vio compensada por el crecimiento de la oferta en América del Norte, Medio Oriente, Europa y Asia, equilibrando aproximadamente el volumen de suministro de gas disponible en el mercado al nivel anterior a la guerra entre Rusia y Ucrania. África experimentó una pequeña caída en la producción de gas entre 2021 y 2022.

Los precios del gas natural se mantienen por encima de los niveles anteriores al covid y a la crisis energética en el segundo semestre de 2023, pero se enfriaron desde los máximos récord de 2022.

La reducción de precios en 2023 se debió en gran medida a la caída de demanda, principalmente en Europa y Asia. A finales de agosto de 2022 el precio del gas natural había registrado un pico histórico, ya que el TTF con sede en los Países Bajos cerró en alrededor de 90 USD/MMBtu y los precios al contado asiáticos del GNL superaron los 60 USD/MMBtu. La posterior contracción de la demanda, el crecimiento marginal de la oferta y la descongestión de la infraestructura ayudaron a que el mercado alcanzara un equilibrio frágil e inestable.

La presidente de la UIG, Li Yalan, destacó: “La crisis energética recordó al mundo que sólo cuando la energía sea asequible y segura podrá volverse verdaderamente sostenible. Muchos países en desarrollo de Asia, África y América del Sur seguirán necesitando más gas para impulsar la economía y reducir la contaminación del aire y las emisiones. Está claro que para construir sistemas energéticos sostenibles y asequibles para todos se necesitan urgentemente inversiones en gas y más energías renovables.”

En Europa el GNL ha sido fundamental para superar la crisis, compensando la escasez y manteniendo las luces encendidas, pero la escasez de suministro global y los precios excepcionalmente altos dejaron a algunos países de Asia en la oscuridad.

En 2022, las importaciones europeas de GNL aumentaron un 69% hasta alcanzar los 169 Bcm, en medio de un mercado global estrechamente abastecido. 

El estudio señala que para restaurar la seguridad global del suministro de GNL, es necesario abordar el déficit actual. A pesar del optimismo reciente, el crecimiento de la inversión se está produciendo tras un período prolongado de baja inversión, y el nivel total y los acuerdos de compra aún son insuficientes para producir una oferta suficiente. 

En el período comprendido entre 2014 y 2020, las inversiones en desarrollo del suministro de gas cayeron un 58% y solo comenzaron a recuperarse marginalmente en 2021. 

El análisis de las trayectorias potenciales futuras de los fundamentos del mercado mundial del gas hacia 2030 ilustra que se necesitan inversiones continuas en la cadena de valor del gas natural para hacer frente a la demanda global y el probable crecimiento en algunas regiones.

Las perspectivas energéticas internacionales proyectan una amplia gama de escenarios para la oferta y la demanda de gas hasta 2030 y más allá. 

Los proyectos actuales de gasoductos de gas natural y gases bajos en carbono no satisfarán muchas de las posibles perspectivas de demanda. Sin más inversiones, se espera que el nivel actual de producción de gas existente y aprobado alcance aproximadamente 4.100 Bcm en 2023, disminuyendo a 3.100 Bcm en 2030 y a poco menos de 1.000 Bcm en 2050, debido a la maduración de los activos y al declive natural. 

A finales de 2022, la capacidad de suministro mundial de hidrógeno bajo en carbono se situaba en 3,2 millones de toneladas anuales y el biometano se acercaba a los 7 Bcm, una magnitud inferior a la mayoría de los objetivos para 2030.

Las emisiones totales mundiales de CO2 energético en 2022 alcanzaron otro récord con un crecimiento anual del 1,1%. Los altos precios del gas llevaron al cambio del gas al carbón y a un máximo histórico en las emisiones del carbón, alcanzando alrededor de 16,8 gigatoneladas de CO2 equivalentes. 

En 2022 y 2023 continuó la tendencia de una década en la que el carbón representó el 40% de las emisiones globales del sector energético, mientras que los motores económicos globales y los principales consumidores de energía como China e India aumentaron el uso de carbón y aprobaron nuevas plantas de carbón para mitigar los riesgos de seguridad energética. 

Finalmente, en el primer semestre de 2023, los precios más bajos del gas, la recuperación nuclear y la producción de energía a partir de fuentes de energía renovables han reducido el consumo de carbón y las emisiones, especialmente en Europa.

Industria
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Campetrol: Actividad petrolera sigue en descenso

by Martín Rosas

En septiembre de 2023 se reportaron, en el territorio nacional, 117 taladros activos (37 de perforacióny 80 de reacondicionamiento), evidenciando una disminución del 25% respecto al mismo mes en el 2022 (39 equipos menos) y una de 3,3% respecto a agosto del presente año (cuatro equipos menos). El impacto de la caída de actividad de taladros ha llevado a una reducción anual de mano de obra superior a los 20 mil empleos, entre directos e indirectos, desde septiembre de 2022.

Según el más reciente Informe de Taladros y Producción elaborado por Campetrol, para septiembre la actividad de taladros presentó una reducción anual del 25%, al registrar 117 equipos activos. Lo anterior, representa una disminución de 39 equipos frente a septiembre de 2022, mes en el que se reportaron 156 equipos activos en el territorio nacional.

En el mismo mes, los taladros de perforación registraron 37 equipos activos, una disminución del 5,1% (dos equipos menos) respecto a agosto de 2023, y una del 38,3% (23 equipos menos) comparado con septiembre de 2022. El número de taladros activos de reacondicionamiento fue de 80, evidenciando una caída del 2,4% (dos equipos menos) respecto a agosto de 2023, y una del 16,7% frente a septiembre del 2022 (16 equipos menos). 

La disminución de taladros desde septiembre de 2022 ha representado una pérdida cercana a los 20.150 empleos, entre directos e indirectos. En términos de taladros de perforación, la reducción de mano de obra ha sido equivalente a 14.950 empleos: 2.300 directos y 12.650 indirectos; mientras que, para los taladros de reacondicionamiento, esta ha sido igual a 5.200 empleos: 800 directos y 4.400 indirectos.

Durante el presente año, además, la actividad de taladros ha ido en contraposición al comportamiento del precio de referencia Brent, pues, mientras que los equipos activos han caído en la proporción expuesta anteriormente, los precios del petróleo alcanzaron un promedio de $92,6 dólares por barril en septiembre, cifra que es incluso superior en un 3,2%, ($2,8 dólares por barril), frente a septiembre de 2022.

Asimismo, de acuerdo con el informe presentado por Campetrol, la producción de petróleo en el país se ubicó en 782 mil barriles por día (KBOPD) durante agosto del presente año (último dato disponible ANH), un 4,3% superior al promedio registrado en agosto del 2022, un 0,01% inferior a lo registrado en julio de 2023, y un 0,3% menor (2,7 KBOPD menos) respecto al último pico de producción alcanzado en diciembre de 2022.   

Es importante mencionar que, de enero a julio del año en curso, en el país se han perforado 34 pozos de exploración, lo que representa una disminución del 22,7% en comparación con el mismo período en 2022. Además, se han perforado 356 pozos de desarrollo, mostrando una disminución del 5,6% en comparación con el mismo período del año anterior. También en 2023 se ha registrado un total de 973 kilómetros 2D equivalentes de sísmica, una reducción del 37,1% respecto al mismo período de 2022.

Por último, de acuerdo con el DANE, en agosto de 2023 (últimos datos preliminares disponibles), el país exportó en crudo y derivados un valor de $1.440 millones de dólares FOB, lo cual representó una caída del 5% respecto a agosto del 2022 ($75 millones de dólares FOB menos) y un aumento del 3,1% respecto a julio de este año ($43 millones de dólares FOB más). En agregado, durante agosto de 2023, se exportaron 14,4 millones de barriles, 1,3 millones de barriles menos que en agosto de 2022 y un millón menos que en julio del 2023.

«Desde Campetrol nos preocupa la reducción considerable del número de equipos activos de perforación y reacondicionamiento de pozos y su impacto en la producción futura y en los ingresos de la nación; la reducción de empleo de calidad en las regiones; los bloqueos de vías y el incremento de las protestas que encarecen la canasta familiar y debilitan los ingresos de los proveedores locales y encadenamientos productivos en las comunidades de influencia. Hacemos un llamado al trabajo conjunto entre Gobierno, Industria y Territorio con miras a la construcción de soluciones sostenibles e integrales”, afirmó Nelson A. Castañeda B., presidente ejecutivo de la Cámara.

Industria
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Energía: en qué estado se encuentra el cargo por confiabilidad para 2024

by Martín Rosas

La pérdida de capacidad de las generadoras a las que se les asignó el cargo por confiabilidad en la subasta de 2019 es un asunto crítico que pone al país en una situación de vulnerabilidad energética. La principal preocupación del sector radica en la necesidad de atraer nuevas plantas a través de la subasta de la CREG, dado que el sistema requiere una mayor capacidad de generación para el 2024.

El cargo por confiabilidad es un mecanismo regulatorio diseñado para asegurar que el país nunca se quede sin energía eléctrica. Su función principal es proporcionar ingresos a los generadores de de diversas fuentes, incluyendo renovables, térmicas e hidroeléctricas con el fin de garantizar que estén disponibles cuando el país los requiera y así lograr que incluso en periodos de escasez, el país nunca se quede sin energía.

Klik Energy, el primer marketplace de respuesta a la demanda de energía eléctrica en Colombia, explica cómo se encuentra el cargo por confiabilidad para el 2024 y qué implicaciones tiene el aplazamiento de la subasta para la entrada de nuevos proyectos.

Con relación al estado actual del cargo por confiabilidad, Esteban Quintana, CEO de Klik Energy y experto en el desarrollo de mecanismos de respuesta de la demanda de energía bajo contextos regulatorios adversos, afirma que se observa un panorama generalmente positivo en términos de su uso y funcionamiento.

“Las empresas a las que se les asignó el cargo están recibiendo y utilizando sus asignaciones de manera efectiva para mantenerse disponibles en el suministro de energía. Actualmente alrededor del 60% de la generación proviene de fuentes hidroeléctricas, mientras que el 40% proviene de generación térmica, lo que indica que las plantas están cumpliendo con su función de respaldo, especialmente en el contexto del fenómeno de El Niño que se está viviendo”, dice Quintana.

Por otro lado, a pesar de que algunos usuarios han experimentado un aumento en el precio de la energía, no se ha registrado una falta de suministro eléctrico, lo que sugiere que el cargo por confiabilidad está cumpliendo su objetivo principal.

Sin embargo, la principal preocupación radica en la necesidad de atraer nuevas plantas a través de la subasta de la CREG, dado que el sistema requiere una mayor capacidad de generación para 2024. 

Sobre el tema, Natalia Gutiérrez, presidente de Acolgen, ha resaltado que del total de plantas nuevas asignadas en la subasta de cargo por confiabilidad en 2019, un 53% ha perdido su capacidad operativa. 

“Esta pérdida de capacidad, es un asunto crítico que requiere de atención inmediata, ya que esto pone al país en una situación de extrema vulnerabilidad, con menos del 5% de margen en caso de una mayor intensidad del fenómeno de El Niño, lo que podría dejar al país dependiendo casi exclusivamente de la generación hidroeléctrica”, asegura Quintana.

Para abordar esta situación, se necesita entender las causas detrás de la pérdida de esta capacidad y enfocarse principalmente en los desafíos relacionados con los permisos ambientales y sociales para que las generadoras puedan operar, sin comprometer la integridad de estos procesos. Es decir, es crucial brindar un mayor apoyo por parte del Gobierno a los agentes generadores para agilizar los trámites y darles prioridad, sin flexibilizar los requisitos para ingresar al programa.

Además, en lugar de postergar la subasta, lo ideal sería adelantarla para atraer proyectos de generación que puedan entrar en operación rápidamente y brindar la seguridad energética que el país necesita. Esta medida se vuelve aún más crucial considerando que recientemente el precio de bolsa ha superado el precio de escasez de activación. A mediados de octubre los precios se elevaron a niveles cercanos a 1.500 $/KWh, cifras que no se habían registrado desde el último fenómeno de El Niño en 2015-2016.

En lo que respecta a las implicaciones de quedarse sin este respaldo, considerando que el sistema energético nacional está operando al máximo de su capacidad y el sector enfrenta una fuerte presión, en caso de que El Niño que estamos viviendo tenga una larga duración y una alta intensidad, según Quintana, existe el riesgo de una grave escasez de energía, lo que tendría impactos negativos tanto en la economía como en los consumidores.

“En primer lugar, podría aumentar el riesgo de racionamiento de energía y la posibilidad de quedarse sin suministro eléctrico debido a la falta de nuevas plantas generadoras. Además, podría influir en los precios a largo plazo al retrasar la entrada de proyectos renovables, lo que afectaría a los usuarios. También existe el riesgo de que inversionistas extranjeros se retiren debido a la incertidumbre, como ya lo hizo la empresa francesa EDF Renewables en un proyecto solar de grandes dimensiones en Girardot, lo que impactaría negativamente la financiación de proyectos” dijo Quintana.

Alternativos
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Recurso forestal, clave en la transición energética de Colombia

by Martín Rosas

Dentro de las fuentes alternativas de generación de energía, el gobierno nacional identificó el uso de la biomasa agropecuaria y forestal. Las empresas de esta última están listas para incorporarse en la nueva matriz energética.

Uno de los objetivos del Plan Nacional de Desarrollo del gobierno es impulsar la penetración de energías renovables y adelantar una transición energética gradual, justa y sostenible. La pregunta sigue siendo cuáles serán las fuentes y tecnologías seleccionadas para dar ese salto.

En la carrera mundial por reducir la dependencia de los combustibles fósiles (77 % de la energía se obtiene del carbón, el petróleo y el gas, según el FMI) y de paso alcanzar la meta de cero emisiones de gases efecto invernadero, principalmente dióxido de carbono, han surgido opciones como las energías mareomotriz, eólica, solar, la geotermia, la bioenergía y el hidrógeno verde.

La Organización de las Naciones Unidas ha recomendado invertir en fuentes de energía alternativas que sean limpias, accesibles, asequibles, sostenibles y fiables. “Los recursos aportados por el sol, el viento, el agua, los residuos o el mismo calor de la Tierra, que se encuentran en abundancia en nuestro entorno, son renovados por la propia naturaleza y emiten pocos (o ningún) contaminantes”, dice un informe del organismo.

En ese sentido, Colombia ha puesto sobre la mesa el aprovechamiento de la biomasa para la generación de productos, procesos y servicios como la bioenergía. La biomasa puede provenir de residuos agrícolas (rastrojos, malezas, cáscaras, huesoso de frutas), forestales (residuos de poda, bagazos, pellets, serrín), agroalimentarios (aguas de vegetación, residuos de la industria ganadera o de producción de alimentos) o residenciales (desechos orgánicos).

De acuerdo con el documento “Bioeconomía para una Colombia potencia viva y diversa: hacia una sociedad impulsada por el conocimiento”, publicado en 2020 por el gobierno nacional, solo en biomasa residual vegetal, clasificada como una fuente no convencional de energía renovable, Colombia tiene un potencial de generar más de 43 millones de toneladas al año.

Juan Miguel Vásquez, director Ejecutivo de la Federación Nacional de Industriales de la Madera (FEDEMADERAS) destacó que los productos, subproductos y residuos procedentes de bosque son una fuente valiosa para la generación de energía eléctrica y térmica, por sus características de desarrollo y por la facilidad con que se ponen en combustión.

Por esta razón, el gremio incluyó la bioenergía dentro de sus objetivos e hizo un llamado a los Ministerios de Agricultura y Minas y Energía para que se sumen a dicho propósito, después de todo, según Vásquez, “la transición energética no es cuestión de ciertos sectores sino de la sociedad completa”.

En la red sectorial forestal hay empresas que llevan casi una década buscando posibilidades para desarrollar proyectos de generación de energía con biomasa forestal, las cuales además han asesorado a otras en el mismo camino.

Lejos de ser una factibilidad, hoy Colombia cuenta con una planta de generación eléctrica a partir de biomasa forestal en Puerto Carreño (Vichada) que genera 4,5 MW hora y se construyen dos plantas nuevas, la primera ubicada en el municipio de Villanueva (Casanare) con una capacidad total instalada de 25 MW Neto lo que generará más de 200 GWh al año de energía verde y firme, lo que permitirá una reducción de emisiones de CO2 de más de 70 mil toneladas al año, y la segunda en el Valle del Cauca a partir de residuos de corteza de eucalipto para generar 120 toneladas de vapor por hora y de esa manera sustituir más de 200 mil toneladas del CO2 generado al año por una parte de las calderas a base de carbón y gas.

Estos proyectos de las compañías Refocosta y Smurfit Kappa, son ejemplo de cómo los proyectos empresariales generan externalidades positivas a los entornos sociales y ambientales del país.

“El desarrollo de la tecnología para la siembra, cosecha y disposición de los residuos forestales para la generación de energía permite el verdadero desarrollo de clústeres o cadenas de valor y se puede extender a todas las regiones del país”, destacó el director Ejecutivo de FEDEMADERAS.

Pero lo cierto es que no se aprovecha el potencial de los recursos naturales renovables. La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por su sigla en inglés) calcula que el 90 % de la electricidad mundial puede tener su origen en estas fuentes y además asegura que debería hacerlo para el año 2050.

Los desafíos de la bioenergía en Colombia, identificados por el propio gobierno nacional, incluyen acciones orientadas al mercado, como incentivos para la promoción, financiación e inversión en biofactorías y biorefinerías, y como los encadenamientos y las exportaciones de bioproductos, según el documento “Bioeconomía para una Colombia potencia viva y diversa: hacia una sociedad impulsada por el conocimiento”.

Para ello, es necesario definir un marco regulatorio y jurídico para los bioproductos, la bioenergía, las biofactorías y las biorefinería, pero también implementar un régimen especial jurídico en las refinerías. Con ello será posible firmar un pacto para la producción y los negocios sostenibles.

FEDEMADERAS ha mostrado interés en hacer parte de este pacto por los múltiples beneficios que traería la generación de energía por medio de biomasa forestal. Por un lado, muchas de las fuentes alternativas son intermitentes a la hora de entregar energía, es decir, no están en capacidad de cubrir una demanda permanente de 24 horas al día. Sin embargo, las empresas de este renglón están en capacidad de incorporarse en una verdadera matriz energética renovable como un actor de peso.

Por otro lado, la tecnología que usan para generar energía se considera carbono neutro debido a que las pocas emisiones que tiene provienen precisamente de un carbono que fue capturado por los árboles. Finalmente, ofrece los mismos de la reforestación: el uso de suelos pobres en fertilidad, la generación de corredores biológicos etc.

Por todo esto, la red sectorial forestal está en capacidad de sustituir la generación de centrales de energía como las de que funcionan con carbón mineral, gas o combustibles líquidos, logrando de esta manera el concepto de desplazamiento de tecnologías contaminantes.

Opinión
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Entre atrasos, aplazamientos y cancelaciones

by Martín Rosas

La razón principal por la que se viene presentando estrechez entre la oferta y la demanda de energía, sometiendo a estrés al Sistema Interconectado Nacional (SIN), es por el retraso de la ejecución de muchos proyectos, tanto de generación como de transmisión.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

De los 4.000 MW que han debido entrar entre 2018 y 2021 sólo entraron los 600 MW de las 2 primeras unidades de las 8 de Hidroituango. Además, según XM, mientras el consumo de energía crece en promedio a nivel nacional a un ritmo del 6,23% y en el Caribe al 11,75%, la oferta de energía en firme a duras penas crece al 2,5%.

Como lo acota la firma calificadora de riesgos Fitch Ratings, “Colombia continúa enfrentando un desajuste entre la demanda de energía y la expansión requerida del sistema, con una fuerte demanda haciendo subir los precios de la energía muy por encima de los niveles históricos en el mercado spot”.

Por ello, basta con que se presente cualquier contingencia o falla para que el sistema entre en barrena.

Merece mención particular el notorio retraso de los parques eólicos en La Guajira, porque la no entrada de ninguno de los 14 proyectos que se asignaron en las subastas de cargo por confiabilidad de energía eólica, que compromete la instalación de 2.400 MW, ha logrado entrar en operación y desestabiliza todo el SIN.

Lo propio ha ocurrido con 11 proyectos de energía solar fotovoltaicos. Ello, impide, además, reducir las tarifas al usuario, habida cuenta de los más bajos costos y precios de la energía generada y lo que es peor le resta resiliencia a la matriz eléctrica.

Quiero enfatizar en esto último, porque la mayor virtud que tiene la integración de las fuentes no convencionales de energías renovables a la matriz es que las mismas se caracterizan por ser contracíclicas, esto es, que precisamente cuando el verano es más intenso y es mayor la sequía es cuando se tiene más frecuencia y más fuerza de los vientos, y se tiene mayor radiación solar. 

Lo propio podemos decir de los proyectos de transmisión de energía, pues bien se ha dicho que sin transmisión no hay transición y ello es absolutamente cierto. Al paso que vamos, nos exponemos a no tener en La Guajira parques de generación eólica, sino unos parques de ventiladores, porque sin Colectora, aplazada hasta 2025 o 2026, no será posible inyectar al SIN la energía que allí se genere.

Lo mismo ocurre con la línea de 500 KV Chivor–Norte–Bacatá, la cual se espera que entre en 2025, exponiendo al centro del país a tener “demanda no atendida”, al igual que hoy ocurre en la región Caribe. Según el presidente del Grupo de Energía Bogotá, Juan Ricardo Ortega, “ya es un hecho que negocios importantes en la Sabana de Bogotá no logran tener acceso al servicio porque no hay suficiente energía”.

Además, el primer sistema de almacenamiento de energía a gran escala mediante el sistema de baterías localizado en Atlántico, el cual fue contratado con la empresa Canadian Solar y cuyo avance va en el 45%, por lo que se espera que entre sólo en 2024.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE.

Gas Natural
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Canacol cancela proyecto del gasoducto Jobo-Medellín y anuncia entrada a Bolivia

by Martín Rosas

Canacol Energy anunció que el contrato de venta de gas a largo plazo «take or pay» con Empresas Públicas de Medellín (EPM), previamente programado para comenzar entregas el 1 de diciembre de 2024 fue terminado por la Corporación.

Al momento de la terminación, el proyecto se encontraba aún en proceso de obtención de la licencia ambiental requerida para la construcción del gasoducto para entregar el gas contratado desde la planta de procesamiento de gas Jobo hasta Medellín.

Inicialmente se esperaba que este proceso hubiera finalizado en julio de 2023. “Aunque este retraso no era suficiente por sí mismo para poner en peligro la ejecución oportuna del proyecto o del contrato de venta de gas, ha sido parte de un patrón de obstáculos legales, sociales y de seguridad cada vez mayores que han surgido en los últimos meses y que han llevado a Canacol a reevaluar el futuro probable y la prioridad asignada a este proyecto”, señala la empresa en un comunicado. Simultáneamente, Canacol anunció su entrada estratégica en Bolivia. 

La Corporación señaló que la decisión fue tomada como resultado de una cuidadosa evaluación, donde tuvo en cuenta:

1) Las circunstancias legales, sociales y de seguridad,

2) Las dinámicas dentro del mercado de gas colombiano, y

3) La decisión de la Corporación de invertir en sus programas de exploración de gas natural en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena y en Bolivia, por lo que consideró prudente cancelar el proyecto de gasoducto Jobo a Medellín y comunicarle a EPM su intención de terminar el contrato con efecto inmediato. La cancelación del contrato BOOM con SETCO no incurrirá en ninguna penalidad para Canacol. 

Finalmente, como resultado de la terminación del proyecto, Canacol planea:

1) Reducir el gasto de capital en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena (VIM) a partir de 2024, ya que los volúmenes planeados para ser enviados a Medellín a partir de diciembre de 2024 por 12 años ya no serán necesarios,

2) Invertir el capital futuro en el VIM para apuntar al uso completo de la infraestructura de transporte existente,

3) Perforar el pozo de exploración de gas de alto impacto Pola 1 en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena en el segundo trimestre de 2024, en el bloque VMM45, operado con el 100% de participación, y que, de ser exitoso, podría comercializarse en el mercado interior (Bogotá, Medellín y Cali) a través del gasoducto existente de la Transportadora de Gas Internacional (TGI), situado a 10 kilómetros al este de Pola, y

4) Utilizar el exceso de capital procedente de un programa de capital reducido en el VIM para reducir la deuda.

Canacol es la primera productora de gas natural independiente en Colombia, con cerca del 20% del mercado, después de Ecopetrol.

Entrada estratégica a Bolivia

Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, declaró: «La Corporación ha hecho una entrada estratégica en Bolivia con la ejecución de tres contratos de Exploración y Producción (E&P) con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), la estatal boliviana de petróleo y gas. La Corporación ha constituido garantías iniciales por un total de 1,4 millones de dólares. También estamos tramitando la aprobación gubernamental para la adjudicación de un cuarto contrato de E&P.”

La producción de gas de Bolivia ha disminuido en los últimos años, y estos acuerdos, ejecutados con la participación de YPFB, forman parte de los esfuerzos del gobierno boliviano por atraer inversiones para aumentar las reservas y la producción de gas.

Los cuatro contratos de E&P exponen a Canacol tanto a redesarrollos de campos maduros de gas de bajo riesgo, como a un potencial significativo de exploración de gas en la mayor cuenca productora de gas de Bolivia, con un modesto compromiso de capital durante 5 años de aproximadamente US$ 27 millones de inversión.

El gas de estos contratos se puede comercializar rápidamente si se tiene éxito, ya que están situados estratégicamente a lo largo de las principales rutas de gasoductos con exportación a Brasil.

Gas Natural
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Ecopetrol anuncia nuevo descubrimiento de gas costa afuera en el Caribe

by Martín Rosas

El pozo Glaucus-1 suma una nueva acumulación de gas y confirma el potencial de gas costa afuera que se tiene en el sur del Caribe colombiano. Ecopetrol tiene el 50% de participación del pozo y Shell es el operador con le 50% restante.

Ecopetrol confirmó el descubrimiento de una acumulación de gas natural con el pozo exploratorio costa afuera Glaucus-1, perforado en aguas profundas del Caribe colombiano, a 75 kilómetros de la costa y a más de 130 kilómetros del municipio de Coveñas, con una columna de agua de aproximadamente 2.340 metros.

En el pozo Glaucus-1 Ecopetrol tiene el 50% de la participación y Shell es el operador, con el 50% restante.

El pozo fue perforado entre el 16 de julio y el 10 de agosto de 2023 hasta una profundidad total de 14.057 pies (4.284 metros) y se determinó la presencia de gas natural en una nueva acumulación en el área de los bloques COL-5, Fuerte Sur y Purple Angel, donde se ubican los hallazgos de los pozos Kronos-1 (2015), Purple Angel-1 (2017) y Gorgon-2ST2 (2022).

Con el potencial del bloque COL-5, Ecopetrol continúa con su meta de maximizar el valor de su portafolio, con foco en exploración de gas en activos de costa afuera.

“Es muy gratificante para Ecopetrol entregar hoy a Colombia este resultado. Se trata del descubrimiento de gas en el pozo Glaucus-1, en una actividad que se desarrolló de forma impecable, sin incidentes de HSE, y que nos permitirá adicionar recursos a los ya descubiertos en Gorgon. Este descubrimiento se logró de la mano con Shell, en el sur del Caribe colombiano, una región que nos ha demostrado que tenemos oportunidades para incorporar más reservas de gas al país”, dijo el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa.

Hidrógeno/Opinión
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El futuro se escribe con H

by Martín Rosas

El hidrógeno producido del gas natural implementando tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 está llamado a acelerar la consecución de objetivos de descarbonización en Colombia.

Por LUZ STELLA MURGAS*

El norte de Colombia es una de las regiones con mayor velocidad de viento y mejor capacidad de producción de energía solar. Nuestro país es segundo en América Latina y cuarto a nivel mundial en cuanto al costo más competitivo para la producción de hidrógeno verde, según la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA).

A ello se suma la enorme capacidad aún no aprovechada en geotermia y el potencial hidroeléctrico de Colombia para habilitar la producción de hidrógeno de manera continua y competitiva. Pero lo cierto es que, del total de la producción mundial de hidrógeno, un 48% se genera a partir del gas natural y solo el 4% es producido con electrólisis.

El hidrógeno producido del gas natural implementando tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 está llamado a acelerar la consecución de objetivos de descarbonización en Colombia, dado el potencial de reservas de gas natural en el mar Caribe y en yacimientos continentales.

Esto se suma a la infraestructura existente y a la ubicación privilegiada del país con acceso al mar Caribe y al océano Pacífico, que favorece la creación de un mercado de exportaciones a países como China, Japón, Corea, Estados Unidos y países europeos. La Agencia Internacional de Energía proyecta que la demanda internacional de hidrógeno pasará de 92 millones a 500 millones de toneladas en 2050.

El hidrógeno puede ser usado en la generación de energía eléctrica y en la industria pesada, donde se requieren temperaturas de 1.200 grados centígrados para producción de acero, aluminio, cemento, vidrio, cerámica e industria química.

Derivados del hidrógeno como el amoníaco y el metanol son alternativas de almacenamiento para descarbonizar industrias muy difíciles y costosas de electrificar, como la producción de fertilizantes, además del transporte a largas distancias en buques y aviones. Las celdas de hidrógeno pueden usarse en transporte de carga pesada y pasajeros en carretera con autonomías de más de 400 km.

Por eso la Cámara de Hidrógeno ANDI NATURGAS se constituyó como una alianza para impulsar el desarrollo del ecosistema de hidrógeno. Trabaja con el Congreso de la República en el proyecto de Ley del Hidrógeno, encaminado a desarrollar la demanda e impulsar nuevos encadenamientos productivos.

También se creó el comité de hidrógeno del ICONTEC, por lo cual Colombia tiene ya las primeras 25 normas técnicas. Hemos consolidado acuerdos con la academia para promover conocimiento de este energético, además del lanzamiento del hub de innovación del hidrógeno, con más de 130 emprendedores trabajando en soluciones alrededor de su cadena de valor.

Estructuramos alianzas con países líderes como Holanda, Alemania y Corea del Sur. Hacemos parte de H2LAC, plataforma para la producción de hidrógeno de América Latina y el Caribe, e impulsamos proyectos con la red de Innovación Econova.

Además, en el primer Congreso de Hidrógeno y Eficiencia Energética se lanzó el primer corredor de hidrógeno del país.

Las futuras generaciones no nos perdonarán si desaprovechamos la oportunidad que representa la gran diversidad de recursos energéticos del país para superar en forma responsable y sostenible los grandes desafíos que tenemos, como fortalecer la balanza comercial, garantizar la seguridad alimentaria y erradicar la pobreza.

*Presidente de Naturgas

Opinión
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El negacionismo de la crisis energética

by Martín Rosas

Según XM, mientras el consumo de energía crece en promedio a nivel nacional a un ritmo del 6,23% y en el Caribe al 11,75%, la oferta de energía en firme a duras penas crece al 2.5%.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Primero fue la ex ministra de Minas y Energía Irene Vélez quien afirmó categóricamente en marzo de 2023 que “no tenemos un riesgo de racionamiento de energía eléctrica, esa es una información falsa que no tiene sustento técnico. No hay necesidad de generar este tipo de alarmas”.La razón esgrimida por la ministra para descartarlo fue tajante: “Los embalses del país están por encima del promedio de hace dos décadas”.

En su momento, frente a estas afirmaciones de Vélez, hicimos la salvedad de que, si bien no estábamos ante el riesgo inminente de un racionamiento, sí estábamos ante un riesgo inmanente del mismo, en razón de que el 68% de la capacidad instalada de generación es hídrica y al depender esta del nivel de los embalses, ello constituía una gran vulnerabilidad ante la ocurrencia de un fenómeno de El Niño. Y en El Niño estamos y según el más reciente informe de la NOOA se podría prologar hasta junio de 2024.

El nuevo ministro Ómar Andrés Carreño, refiriéndose al nivel agregado de los embalses que se ubicó en septiembre en 73.68% de volumen útil, dijo: “Tenemos energía para superar El Niño”. No obstante, como es bien sabido, los embalses tienen una capacidad de almacenamiento de agua que a lo sumo soportan 13.400 GWH, de los cuales de utilizan 220 GWH/día.

A causa del fenómeno de El Niño el aporte hídrico a los embalses se aminora y las precipitaciones pueden alcanzar los 100 GWH/día. De tal suerte que, por una simple operación de sumas y restas, si se consumen 220 GWH/día y sólo se recuperan 100 GWH/día, progresivamente va bajando el nivel del embalse, que en condiciones de hidrología crítica podría llegar a estar por debajo del 63%, considerado como el nivel mínimo operativo.

A poco andar XM, que es la empresa que opera el Sistema Interconectado Nacional y administra el mercado mayorista, informa sobre la imposibilidad de garantizar en forma segura el abastecimiento de energía en la región Caribe y el Chocó. Ello, debido “al agotamiento de la red de transmisión”, a causa del atraso de la ejecución de los proyectos de expansión de la misma, lo que se traduce en una “demanda no atendida”, que es como llama XM eufemísticamente el racionamiento. Ello ha pasado desapercibido porque este país es tan centralista que mientras no llueva en Bogotá no se considera que hay invierno en el país.

Y más recientemente, XM revela que estaba a punto de darse un efecto dominó que podría llevar al colapso a 36 empresas del sector, que podría derivar en el temido apagón. Ello a consecuencia de la acumulación de una deuda contraída por los usuarios por cuenta de la opción tarifariay cuyo saldo ya supera los $5 billones.

En un primer momento, el ministro Camacho desestimó la alerta de XM y estuvo a punto de estallarle en sus manos esta bomba de tiempo. Pues bien, Air–e, una de las empresas con problemas de flujo de caja, ante la imposibilidad de pagarle a las empresas comercializadoras y generadoras la energía que les compra, les envió una comunicación a estas declarándose en insolvencia. Ante el riesgo de que entrara en limitación de suministro, esto es que le dejaran de despachar la energía, lo cual la habría llevado a la intervención de la Superintendencia de Servicios Públicos, le tocó al Ministro expedir en volandas la Resolución 40611 para conjurar dicho riesgo.

Concomitantemente, se apresuró el Gobierno a expedir el Decreto 1637, mediante el cual se dispuso de una línea de crédito en FINDETER por $1 billón para solventar la crisis financiera de las empresas.

Como si lo anterior fuera poco, aunque el Ministro niegue la gravedad de la crisis del sector eléctrico y afirme que “no estamos viendo un apagón en términos de energía, estamos viendo unas dificultades económicas y financieras de las empresas”, XM emitió una nueva alerta, esta vez debido a que el precio de la energía en Bolsa había superado el precio de escasez, lo cual “genera una señal de que hay una situación crítica en el sistema”. Lo que pasa es que al Ministro, como en la paradoja de Huidobro, los árboles no le dejan ver el bosque, de allí su negacionismo de la crisis.

Y la razón primordial por la que se está presentando esta estrechez entre oferta y demanda es por el retraso de la ejecución de muchos proyectos, tanto de generación como de transmisión.

De los 4.000 MW que han debido entrar entre 2018 y 2021 sólo entraron los 600 MW de las 2 primeras unidades de las 8 de Hidroituango. Además, según XM, mientras el consumo de energía crece en promedio a nivel nacional a un ritmo del 6,23% y en el Caribe al 11,75%, la oferta de energía en firme a duras penas crece al 2.5%.

Como lo acota la firma calificadora de riesgos Fitch Ratings, “Colombia continúa enfrentando un desajuste entre la demanda de energía y la expansión requerida del sistema”. Ello explica que mientras la demanda por energía en días ordinarios oscila alrededor de 222 GWHD, la oferta a lo sumo llega a los 225 GWHD.

Así, basta con que se presente cualquier contingencia o falla para que el sistema entre en barrena. La crisis en ciernes, entonces, no se puede reducir a “unas dificultades económicas y financieras de las empresas”. Así de claro.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE.

GNL
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Argentina, rumbo a ser el tercer exportador de GNL de Suramérica

by Martín Rosas

El proyecto de ley fue aprobado en la Cámara de Diputados. El gas provendrá de la cuenca de Vaca Muerta, que provee el 52% del petróleo y el 65% del gas argentino.

Como un gran paso, la Cámara de Diputados argentina aprobó el pasado 11 de octubre el proyecto de ley del Poder Ejecutivo que promueve la producción del Gas Natural Licuado (GNL), que apunta a valorizar el potencial de Vaca Muerta y «aumentar la inversión extranjera». La iniciativa pasa ahora al Senado.

El proyecto pretende dar el marco adecuado para avanzar, entre otros, en el acuerdo firmado en septiembre de 2022 por YPF con la empresa malaya Petronas.

El proyecto declara “de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina la licuefacción de gas natural con destino a la exportación de GNL y sus actividades asociadas y vinculadas con su almacenamiento, comercialización y transporte.” Así, Argentina se convertiría en el tercer país exportador de GNL de Suramérica, después de Trinidad y Tobago y Perú.

El proyecto de ley también dispone la creación de un nuevo “Régimen de promoción para grandes proyectos de inversión en GNL”, que comprende la realización de inversiones en bienes y obras de infraestructura destinadas al transporte de gas natural para la producción, licuefacción, almacenaje y comercialización del GNL en el territorio nacional y en los mercados de exportación.

El proyecto de ley establece que se otorgarán beneficios fiscales a proyectos que comprometan como mínimo una inversión de mil millones de dólares o una capacidad mínima de producción instalada de un millón de toneladas de GNL por año (MTPA).

El acuerdo entre YPF y Petronas comprende desde la producción de gas en un bloque de Vaca Muerta, su transporte por un gasoducto de 620 kilómetros desde el yacimiento hasta la terminal de procesamiento, y su industrialización.

En la fase 1 de la industrialización se prevé la instalación de dos barcos licuefactores y en la segunda fase la construcción de una planta de licuefacción escalable con una capacidad de producción final de 25 millones de toneladas al año, lo que equivale a 465 barcos metaneros.

La inversión estimada es de 10.000 millones de dólares en la primera etapa, lo que permitirá producir hasta 5 MTPA de GNL, y se prevé que dentro de 10 años, cuando el proyecto esté finalizado, se podrán producir y exportar más de 25 MTPA.

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