Crece la incertidumbre en el sector energético

Aún la más necesaria y sabia de las reformas afecta la confianza del mundo empresarial y debilita los motivos para su acción, esto es, para invertir.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La incertidumbre es el signo de los tiempos en el sector energético. Llama poderosamente la atención el reciente pronunciamiento de Brookfield Corporation, el accionista mayoritario de ISAGEN, en carta abierta que le dirigió al ministro de Hacienda Ricardo Bonilla, en la cual manifiesta su preocupación porque “el decreto 929 de 2023 “emite unas directrices de política pública que afectan la autonomía de las compañías para evaluar sus riesgos a la hora de ofrecer energía en el mercado en Bolsa”. Su reparo obedece a que le están cambiando las reglas en mitad del partido, y no hay nada que le cause más desazón a los inversionistas.

Además, en menos de dos días dos firmas calificadoras de riesgo, Moody´s y Fitch Rating, dieron su campanazo de alerta, haciendo eco a la percepción por parte de las empresas de la falta de seguridad jurídica en el país.

Mientras la primera dejó sentado que “la incertidumbre política de Colombia seguirá frenando la inversión en proyectos relacionados con el transporte y la energía”, la segunda fue aún más categórica al señalar que “las medidas regulatorias adversas adoptadas por el Gobierno colombiano desde finales de 2022 han debilitado la confianza de los inversores en el sector, desalentado las inversiones en nueva capacidad de generación de electricidad necesaria para satisfacer el crecimiento futuro de la demanda”.

Poco contribuyen a disipar las dudas y preocupaciones tanto de los gremios del sector como de los inversionistas que quieren apostarle al desarrollo de proyectos de generación, transmisión y distribución en el país ciertas afirmaciones del ministro de Minas y Energía Omar Andrés Camacho.

Anuncios tales como que se tomarán “medidas regulatorias y económicas para que no se cargue el costo del mercado a los usuarios, que es lo que viene pasando históricamente”. Cabe preguntarse qué quiso decir con esta aseveración. O su afirmación según la cual la privatización del sector “ha llevado a una crisis tarifaria que afecta especialmente a los usuarios” y va más lejos cuando afirmó sin pestañear que “los altos precios de la energía son el resultado de la crisis estructural del modelo neoliberal de desarrollo en los últimos años”.

No sé cómo va a hacer el ministro para que el costo en que incurren los agentes de la cadena no se refleje en las tarifas que pagan los usuarios sin poner en riesgo la prestación del servicio de energía, eso sí bajos los principios de suficiencia financiera y costos eficientes que rigen el sistema en virtud las leyes 142 y 143 de 1994.

De dónde saca el ministro que es la privatización del sector la causante de la “crisis tarifaria” y que los altos precios de la energía obedecen a otra crisis macro, la del “modelo neoliberal”. Porque, de ser así, para poner correctivos al alza inmoderada de las tarifas que se han experimentado en los último años, habría que esperar hasta que, mediante una reforma constitucional, se modifique el artículo 365  de la Carta, el cual  dispuso que los servicios públicos “podrán ser prestados por el Estado, directa o indirectamente, por particulares o por comunidades organizadas”, que es lo que ahora llaman comunidades energéticas.

Pero, mientras tanto aplica el aforismo de que dura lex sed lex. De todas maneras, se reservó el Estado su capacidad regulatoria, que debe ejercer a través de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), así como el control y vigilancia de la prestación del servicio a través de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la única con rango constitucional.

Cuando el titular de la cartera de Minas y Energía, luego de declararse “un ministro del lado de los usuarios”, para asegurar que “no vamos a permitir que las tarifas sigan subiendo” y amenaza con que “se tomarán medidas regulatorias” para impedirlo, todos los agentes de la cadena quedan en ascuas. Sobre todo, en momentos en los que la inoperante CREG prolonga su interinidad a pesar del llamado de la Procuradora General de la Nación Margarita Cabello para que se disponga la provisión de los cargos vacantes de los expertos comisionados para que por lo menos tenga quórum para decidir. Bien dijo el supérstite director de la CREG José Fernando Prada “estamos en un apagón regulatorio”.

Por lo demás, el ministro no necesita estar del lado de los usuarios, porque las leyes 1715 de 2014 y 2099 de 2021 los empoderan. Por ministerio de estas leyes, el consumidor dejó de ser un agente pasivo. Dos de las 4D (Digitalización, Descarbonización, Descentralización y Democratización), que comporta la Transición Energética, la descentralización y la democratización ponen al usuario en el centro.

No hay que perder de vista que el Sistema Interconectado Nacional (SIN) opera como una partida de ajedrez, en la que el movimiento de cualquiera de las piezas, así sea un peón, altera todo el juego.

El SIN es una cadena con múltiples agentes (generador, transportador, comercializador, distribuidor y el usuario), por lo tanto cualquiera de ellos que falle puede provocar una falla sistémica, que puede comprometer la prestación del servicio con eficiencia, calidad y continuidad, como lo manda le Ley 143 de 1994, abocándonos a un eventual apagón.

Cada vez que el Gobierno anuncia cambios normativos y/o regulatorios debe tener en cuenta el consejo que le dio John Maynard Keynes al presidente de EEUU Franklin D. Roosevelt, cuando apenas se reponía la economía global del gran crac de 1929: “Aún la más necesaria y sabia de las reformas afecta la confianza del mundo empresarial y debilita los motivos para su acción”, esto es, para invertir.

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

Colombia estaba en mora de tener una Ley de Pasivos Ambientales

Colombia es el segundo país más megadiverso del mundo por metro cuadrado, representa el 10% de la flora y fauna mundial, a pesar de ocupar menos del 1% de la superficie terrestre y, cuenta con una importante riqueza geológica.

Por: MARÍA DEL PILAR PARDO, miembro del GDIAM Nacional

En el caso del sector minero, históricamente han existido actores que no han hecho un cierre apropiado de las faenas mineras, llevando a la acumulación de pasivos ambientales, es decir, zonas degradadas por la minería para las que no se puede identificar un responsable.

En efecto, el 45% de las licencias ambientales vigentes corresponden a extracción de materiales de construcción, cuyas minas se caracterizan por permanecer abiertas durante la vida útil del proyecto y, en muchos casos, carecer de planes de cierre anticipado y han enfrentado históricamente enfrentan un débil seguimiento por parte de las autoridades ambientales y mineras. Como consecuencia, el país desconoce el total de sus pasivos ambientales, ubicación y el responsable.

Por otro lado, tanto el cierre de minas como la gestión de pasivos ambientales comparten una característica: la falta de participación efectiva de las comunidades locales, pueblos étnicos y autoridades territoriales, a la hora de definir el uso futuro de las áreas intervenidas y su reincorporación al territorio.

En este sentido, el Grupo de Diálogo sobre Minería en Colombia (GDIAM) no sólo ha insistido en la necesidad de tener una claridad conceptual y jurídica de los pasivos ambientales, así como un sistema de información que permita su ubicación y gestión, sino también en la necesidad de que los planes de cierre estén definidos por los contextos físico, ambiental, social, cultural y económico, en los que se desarrolla la actividad.

Así mismo, el GDIAM ha reiterado que estos planes de cierre deben estar orientados por los instrumentos de ordenamiento territorial, a partir del entendimiento de las zonas y la definición del uso del suelo, una vez culminado el proyecto minero, de acuerdo con las particularidades del lugar y la participación de las comunidades y los gobiernos locales, así como los planes de desarrollo de los municipios.

Para que esto sea posible, se debe garantizar la disponibilidad de recursos financieros que permitan adelantar cierres de minas de manera responsable. Es por esto que el GDIAM ha insistido, para el cierre de minas: el registro de pólizas constituidas para la fase de cierre y abandono y un mecanismo financiero tipo patrimonio autónomo, conformado desde el comienzo del proyecto y; para el caso de pasivos mineros, explorar el uso de los recursos del Sistemas General de Regalías para financiar un Fondo de Pasivos Ambientales y, utilizar las zonas mineras, coloniales y ancestrales, como minas de escuela para propiciar buenas prácticas y recomendaciones de cómo manejar los pasivos existentes.

En este sentido, desde el GDIAM celebramos la Ley 2327 de Pasivos Ambientales, expedida el pasado 13 de septiembre de 2023, con la que, no sólo se presentó una definición legal de este fenómeno y los lineamientos para su gestión, sino que también se habilitaron instrumentos tan importantes como el Comité Nacional para la Gestión de Pasivos Ambientales, responsable de hacer seguimiento a la política pública en relación con este fenómeno, asegurar la coordinación entre las instituciones nacionales y territoriales para su gestión y viabilizar el mecanismo de pago por impuestos para la financiación de pasivos ambientales por parte de terceros interesados NO responsables.

Finalmente, desde GDIAM consideramos que esta Ley es un importante paso en la dirección correcta y que, en el futuro, puede acompañarse de disposiciones y estrategias adicionales como las propuestas por GDIAM.

Hay riesgo de racionamiento eléctrico a partir de 2025: U. Nacional

Un estudio de oferta y demanda de electricidad elaborado por la Universidad Nacional y financiado por Acolgen, da cuenta de que a partir de 2025 el suministro de electricidad estaría comprometido, si no se expande el sistema de transmisión nacional.

El estudio ‘Desafíos y Oportunidades en la Generación y Transmisión de Energía Eléctrica en el SIN’, elaborado por la seccional Medellín de la Universidad Nacional, y contratado por la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), concluye que, en el escenario más crítico pero más realista, a partir de 2027 comenzaría un déficit de energía en el país. Pero si las obras de transmisión contratadas no se terminan antes, la seguridad en el suministro eléctrico estaría comprometida a partir de 2025.

El estudio sobre el balance de oferta y demanda de energía hace especial énfasis en la energía firme y en las necesidades de expansión de generación y transmisión en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

El estudio se realizó con base en la información oficial de la UPME y XM, entidades que estiman un crecimiento de la demanda entre el 2,2 y el 3,4%, aunque los investigadores señalaron que el consumo real está creciendo al doble, al 5%.

Por el lado de la oferta, el estudio tomó como base los proyectos de generación que están aprobados, que contemplan 19,3 GW, que es el doble de los 19 GW actuales de capacidad que tiene el parque eléctrico nacional.

El estudio analizó cinco escenarios, entre el más optimista, donde entran todos los proyectos de generación aprobados, y el más pesimista, donde solo ingresan los proyectos que tienen contratos y puntos de conexión aprobados.

En el escenario más optimista, si todos los proyectos entran en operación, el país comenzaría a tener déficit de energía en el 2034. Pero en el escenario más pesimista, pero al mismo tiempo más realista, si entran solo los 26 proyectos que tienen compromisos y que corresponden al 19% del total (3,6 GW), la energía firme no sería suficiente para abastecer toda la demanda a partir de 2027.

“De esos 26 proyectos, 17 están ubicados en la región Caribe, incluidos los de La Guajira, que dependen del desarrollo de la línea de transmisión Colectora para iniciar operación. Esta línea tenía fecha de entrada inicial en 2022; ahora se espera que finalice entre 2025 y 2027”, señala el estudio.

Y ahí está precisamente el otro corto circuito del sistema eléctrico nacional. El retraso de los proyectos actuales y la falta de nuevos proyectos de expansión de la red de transmisión.

“Las redes, que son el esqueleto del sistema, no han crecido como se necesita. No se han podido conectar nuevos proyectos de energía (proyectos renovables en La Guajira que representan más de 2 GW, casi el 17% de la capacidad actual) y, sin esto, se tiene menos oferta en el mercado”, dice el estudio.

Pero no solo existen retraso en La Guajira, en áreas como Chocó, Cundinamarca, Meta y el resto del Caribe, al menos 51 proyectos de generación (de un total de 437 de la muestra) dependen de obras de transmisión para ser viables.

Así, el 90% de los proyectos eólicos y el 55% del total de los proyectos están condicionados a la finalización de obras de expansión de la red de transmisión nacional.

Según la información recolectada de la UPME, se encuentran 21 convocatorias de transmisión en ejecución, tres abiertas y once en publicación.

Frente a un posible déficit de energía en los próximos años, preocupa que el gobierno no haya nombrado en propiedad a los nuevos comisionados de la Comisión Reguladora de Energía y Gas (CREG) y que la Hoja de Ruta de la transición energética y la convocatoria de una nueva subasta de energía se hayan aplazado hasta 2024.

“El mercado necesita señales de estabilidad y de promoción desde el Ministerio de Minas y Energía, para que se puedan desarrollar nuevos proyectos de generación y transmisión, o se pondría en riesgo la atención de los colombianos desde 2025 en adelante”, concluye el estudio.

Llegan a Colombia los primeros cilindros de material compuesto para GLP domiciliario

La más reciente tecnología en cilindros para gas licuado del petróleo (GLP) fue importada por la firma Provigas para las islas de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

Los primeros cilindros de material compuesto Hexagon Ragasco (fibra de vidrio) para uso residencial en Colombia fueron importados desde Noruega y se convierten en un hito tecnológico en el sector.

Los cilindros adquiridos por Provigas para las islas de San Andrés, Providencia y Santa Catalina tienen una capacidad de 33,5 litros o 15 kilogramos en mezcla de GLP (propano, butano). Son fabricados en Noruega por Hexagon Ragasco®, el creador y líder en cilindros compuestos a nivel mundial.

Provigas SAS ESP es la  prestadora del servicio público domiciliario de GLP en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, realizando las actividades de transporte, distribución y comercialización del servicio en las islas.

El ambiente salino del Caribe presenta un escenario ideal para introducir los cilindros de fibra compuesta. “Por eso, después de analizar diferentes alternativas de oferta se optó por la marca Hexagon Ragasco®, una empresa que representa calidad, experiencia y confiabilidad, ya que la alta corrosión afecta el acero y otros metales reduciendo la vida útil de los cilindros a no más de cinco años”, señala Provigas.

Adicional a lo anterior, los cilindros que se utilizan para atender la demanda de Providencia y Santa Catalina, requieren un transporte marítimo adicional en la borda de las embarcaciones con lo que durante ocho horas de viaje están en contacto permanente con el mar, deteriorandolos a un mayor ritmo que los que permanecen en San Andrés.

Los cilindros compuestos

El primer cilindro compuesto fue desarrollado por Hexagon Ragasco® en 1999 y hoy cuenta con más de 24 millones de cilindros en uso y más de 24 años de experiencia. Los cilindros compuestos proporcionan numerosas ventajas sobre los de acero en términos de seguridad, peso, duración y facilidad de uso, entre otras.

Los cilindros de material compuesto están fabricados por una matriz de fibra de vidrio y resina de polietileno de alta densidad bajo un proceso desarrollado por Hexagon Ragasco® que une ambos materiales y le otorga propiedades adicionales al uso de cada componente por separado.

La principal ventaja de un cilindro de material compuesto Hexagon Ragasco® es su resistencia a la corrosión. El cilindro no tiene ninguna parte metálica que se pueda oxidar y por la cual se puedan originar fugas de GLP o perder el espesor mínimo requerido para soportar la presión interna. Además, el peso tara es la mitad de uno equivalente en acero, lo cual permite que sea más fácil el manejo por parte de los operarios, transportistas y usuarios.

Otra ventaja es que la fibra de vidrio, componente principal del cilindro, permite visualizar a simple vista el nivel del líquido, lo que hace más fácil saber cuánto gas queda en el recipiente y programar el reemplazo.

Aunque esta es la primera importación de cilindros compuestos para uso residencial, en Colombia ya se venían usando desde hace siete años para aplicaciones como montacargas y naves náuticas. Ahora llegan para uso domiciliario.

Los cilindros de material compuesto Hexagon Ragasco® con fibra de vidrio se utilizan para cualquier aplicación que requiera el uso de cilindros portátiles de GLP. El mayor uso en el mundo es para cilindros de uso domiciliario para cocinar, calefaccionar y calentar agua para bañarse.

También es importante el uso industrial en empresas de distribución y almacenaje que usan montacargas en espacios interiores y deben limitar la cantidad de contaminantes y material particulado producto de combustibles líquidos como la gasolina, por la afectación que puede tener en los trabajadores.

Es importante destacar las iniciativas de países donde se prohíbe el uso de motores de combustión que usan combustibles líquidos por el uso de GLP para evitar la contaminación de los cursos de agua y lagos que son fuente de agua potable para ciudades y poblaciones.

La versatilidad de usar el GLP para cocinar, generar electricidad de emergencia y calefacción no es igualada por alguna otra fuente en situaciones de emergencia.

La mayoría de las islas del Caribe han optado por los cilindros de material compuesto Hexagon Ragasco® debido a sus múltiples ventajas. En América están presentes en todos los países a excepción de algunos que no han aprobado la normativa de uso, como Perú, Ecuador y Bolivia.

En Colombia, Hexagon Ragasco® es representada por la compañía Mitsui & CO (Colombia) Ltda, compañía de origen japonés y subsidiaria del grupo Mitsui, con más de 65 años de presencia en el mercado colombiano.

EPM anuncia que están listas las unidades 3 y 4 de Hidroituango

Las unidades 3 y 4 de Hidroituango quedaron disponibles para generar 600 megavatios de energía. Ambas unidades se encuentran a la espera de que XM apruebe los reportes elaborados después de las pruebas para declararlas en operación comercial.

Un mes antes de lo previsto, Empresas Públicas de Medellín (EPM) sincronizó de manera exitosa la unidad 4 de generación de energía de la Central Hidroituango. Con este hito técnico, la Central quedó con la capacidad de generar, en los próximos días, 1.200 megavatios (MW) de energía. 

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, dijo que “tras las pruebas técnicas, dejamos disponible la unidad 4 de generación de energía de la Central Hidroituango, luego de haberlo logrado también esta semana con la unidad 3. Con ello, concluimos la etapa 1 del Proyecto, que comprende cuatro unidades de generación de energía, cada una con una capacidad de 300 MW. En total 1.200 MW de energía, que esperamos tenga un impacto positivo en el precio de la energía para los colombianos en un momento retador como lo es el fenómeno de El Niño.”

Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho Morales, dijo que “los 1.200 megavatios de energía de Hidroituango significan seguridad energética. Implica que vamos a tener mejores condiciones y energía para superar el fenómeno de El Niño y, hacia adelante, mejorar la confiabilidad, la seguridad y la soberanía energética del país”.

Las pruebas

Antes de quedar disponible, la unidad 4 fue sometida a pruebas en seco, con aguas muertas o sin flujo; dinámicas con agua, con flujo y sin carga, y de sincronización, con el propósito de analizar el comportamiento de la máquina, afinarla y dejarla a punto para que cumpla con las exigencias regulatorias. De esta manera, puede ser matriculada al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y puede empezar a generar energía.

“Gracias a la experiencia ganada por EPM y sus contratistas con el montaje, sincronización y puesta en operación de las unidades 1 y 2, esta semana logramos dejar disponibles las unidades 3 y 4, tras las pruebas exitosas de su funcionamiento, en un proceso seguro y más rápido”, destacó el gerente Carrillo Cardoso.

Durante toda esta semana se desarrollaron diferentes tipos de pruebas. “El jueves 26 de octubre efectuamos la prueba denominada sincronización y rechazo de carga con potencia máxima posible en la unidad 4, con la cual iniciamos la máquina para sincronizarla al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Luego aumentamos gradualmente su carga de potencia hasta llegar a 300 MW. Cumplida esta fase hicimos un paro intencional de la máquina que nos permitió evaluar y determinar el comportamiento de sus condiciones eléctricas, mecánicas, hidráulicas y, en general, de todo el sistema ante el retorno de la máquina a cero potencia”, explicó William Giraldo Jiménez, vicepresidente de Proyectos Generación Energía EPM.

Tras quedar disponibles, las unidades 3 y 4 están listas para que XM, operador del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y administrador del Mercado de Energía Mayorista en Colombia, apruebe los reportes elaborados durante las pruebas para declarar la máquina oficialmente en operación comercial. Se prevé que este proceso ocurra la próxima semana.

La disponibilidad de las unidades 3 y 4 de Hidroituango llega en pleno fenómeno de El Niño. Para medir su aporte, una sola unidad de generación de Hidroituango (300 MW) puede suministrarle energía a una población con 540 mil habitantes, es decir puede abastecer una ciudad como Ibagué o Pereira. Por lo tanto, con los 1.200 MW de energía se podría atender una ciudad de más de 2 millones de habitantes.

Lo que sigue

Con la finalización de la etapa 1 de Hidroituango, equivalente a las cuatro primeras unidades de generación, sigue la etapa 2, que comprende la construcción de obras civiles finales para la puesta en operación de las unidades de generación 5 a 8, que generarán otros 1.200 MW de energía. Esta etapa constructiva estará a cargo del Consorcio CYS, conformado por Yellow River CO. LTD Sucursal Colombia y Schrader Camargo S.A.S.

Vanti lanza nuevo portal web e ingresa al comercio electrónico

El Grupo Vanti renovó su portal web y lanza su Vanti Tienda Virtual para generar el fácil acceso para más de 3,4 millones de familias usuarias del gas natural domiciliario en más de 108 poblaciones, y trascender las fronteras de su operación para llegar a todo el país.

Vanti incursiona en el mundo del comercio electrónico para brindar a los consumidores la posibilidad de comprar equipos a gas como estufas, calentadores, chimeneas, secadoras, entre otros, de una manera especializada, atendidos por un experto, a precios competitivos, permitiendo pagar con el medio de preferencia, o utilizando el cupo de crédito Vanti Listo.

Para ello, realizó alianzas con las principales marcas de gasodomésticos nacionales e internacionales, con el fin de brindar un portafolio que se ajuste a todas las necesidades de los hogares colombianos.

Con esta nueva apuesta, la empresa busca masificar el servicio de gas y con ello el mejoramiento de la calidad de vida de los consumidores ya que, en las zonas de influencia de Vanti, muchos consumidores aún cocina con leña: el 45% de los hogares en Boyacá, el 14% en Cundinamarca 14% y el 42% en Santander 42%.

Asimismo, en el consumo de agua caliente para el baño existe una carencia que, de acuerdo con la Encuesta de Calidad de Vidad de 2022 realizada por el DANE, en Bogotá el 31% de los hogares no cuenta con agua caliente, en Boyacá el 44%, en Cundinamarca el 50% y en Santander el 10%. Cabe mencionar que el 82% de los usuarios residenciales atendidos por Vanti corresponde a estratos 1, 2 y 3.

Además, La Vanti Tienda Virtual también permitirá solicitar servicios como nuevas conexiones a gas, instalación de gasodomésticos, certificación de la revisión obligatoria de gas cada 5 años, agendar una reparación, mantenimiento de equipos, entre otros productos como asistencias en gas y hogar, y seguros. Todo a través de la página www.grupovanti.com.

Esto supone un gran beneficio para los usuarios en cuanto elimina la intermediación al poder contratar los servicios directamente con Vanti y evita suplantaciones, además de reducir tiempos y brindar una mayor cobertura.

Y para los usuarios que tienen cupo de Vanti Listo, el cupo de crédito de las empresas del Grupo Vanti, que hoy está disponible en 2,2 millones de hogares para ser utilizados por propietarios y arrendatarios, la empresa consolidó un catálogo de productos de electro, tecnología, entre otras categorías.

Finalmente, el Grupo Vanti moderniza sus canales para brindar una mejor experiencia de consumo a los usuarios.  “En Vanti le apostamos a la inclusión social, generando un mecanismo de fácil acceso y mayor cobertura para nuevos usuarios y los actuales clientes, es por esto que incursionamos en el mundo del comercio electrónico con miras a ser un jugador muy relevante en el mercado digital, que busque por primera vez eliminar la intermediación, generar confianza en la compra, brindarle mecanismos de autogestión a los usuarios y posicionaros como el mayor referente en la venta de equipos a gas en el país, además de otros servicios al hogar como la solicitud en línea de un punto de gas, la certificación obligatoria, financiar electro, tecnología y hasta solicitar seguros y asistencias. Este es el primer paso que daremos en esta dirección”, resaltó María Paula Vergara, directora de Marketing de Vanti.

Superservicios confirma sanciones a Celsia y 4 empresas de gas

Las multas son resultado de las acciones de control que ejerce la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en defensa de los derechos de las comunidades en los territorios.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios confirmó la multa impuesta a la empresa Celsia por valor de $ 1.700.000.000 impuesta al término de investigación realizada luego del evento registrado en la subestación Sabanalarga (Atlántico) el 24 de junio de 2020, que generó un apagón de más de siete horas y afectó a millones de usuarios en el Caribe.

Celsia efectuó la apertura tardía de los interruptores de los activos energéticos que se encontraban cerrados por la ausencia de tensión; y no suministró oportunamente al Centro Nacional de Despacho la información relacionada con las subestaciones Nueva Barranquilla, Cuestecitas y Bolívar; y las subestaciones radiales de Manzanillo y Norte, ubicadas en la región Caribe.

La sanción también fue confirmada por el incumplimiento de algunas de las características de calidad del servicio de transporte de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional, entre enero y diciembre de 2019.

La decisión fue notificada a Celsia mediante la Resolución SSPD No. 20232400638105 del 10 de octubre de 2023, por medio de la cual se resolvió el recurso de reposición interpuesto por la empresa.

Celsia presta el servicio público domiciliario de energía eléctrica en los departamentos de Antioquia, Atlántico, Bolívar, Boyacá, Caldas, Caquetá, Casanare, Cauca, Chocó, Cundinamarca, Córdoba, Huila, Magdalena, Meta, Norte de Santander, Quindío, Risaralda, Santander, Sucre, Tolima, Valle del Cauca y Bogotá.

Cuatro empresas de gas

Por otro lado, la Superservicios confirmó multas que suman $4.260.270.053 a las empresas Vanti, Gas Natural Cundiboyacense, Gas Natural del Oriente y Gas Natural del Cesar, al comprobar incumplimientos a la regulación en materia de facturación del servicio público de gas combustible. Estas conductas afectaron a usuarios en Bogotá y en los departamentos de Santander, Cesar, Cundinamarca y Boyacá, en 2020.

Las sanciones fueron confirmadas mediante las resoluciones SSPD 20232400594465, 20232400594475, 20232400594515 y 20232400594495, respectivamente, luego de resolver los recursos de reposición presentados por las empresas ante la Superservicios, en el marco del debido proceso y la defensa de los derechos de las comunidades usuarias.

“Estas empresas incumplieron normas de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en la época de la pandemia por Covid 19. Los prestadores no implementaron de forma inmediata la Opción Tarifaria Transitoria (OTT) que debían aplicar obligatoriamente a los usuarios regulados de los estratos 1 y 2, y ofrecer a los demás estratos, según lo dispuso en la Resolución CREG 048 de 2020”, señala el organismo en un comunicado.

Además, agrega, facturaron a usuarios con base en consumos promedio durante los meses de abril y mayo de 2020. Manejaron de manera inadecuada el conflicto de interés suscitado en la aplicación de la tarifa regulada para la liquidación de la facturación del servicio del mes de mayo de 2020, con ocasión de la facturación por promedio que realizó en abril de 2020, afectando con ello a sus usuarios, al aplicar la tarifa de mayo a consumo que correspondía al periodo anterior.

En lo corrido de 2023, Enel Colombia ha invertido cerca de $2,1 billones

Balance de los primeros nueve meses de 2023 de Enel Colombia y sus filiales en Centroamérica.

En lo corrido de 2023 Enel Colombia invirtió alrededor de $2,1 billones de pesos, enfocados principalmente en el avance constructivo de proyectos renovables no convencionales que sumarán más de 800 MW de capacidad instalada, el mantenimiento de los activos y la modernización de la infraestructura eléctrica, así como de los sistemas comerciales.

Por el lado de la generación, Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, entregó el primer kilovatio hora (kWh) de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN) con el Parque Solar Fundación en Pivijay, Magdalena. Para lograrlo se energizó la subestación elevadora Caraballo de 110 kV y con este hito se dio inicio al periodo de pruebas.  Este proyecto cuenta con un avance constructivo del 65%, una inversión aproximada de 109 millones de dólares, que contempla la instalación de más de 244.800 paneles solares para alcanzar una capacidad instalada de 132 MWp.

De igual manera, en el departamento del Cesar, el Proyecto Solar El Paso Extensión, entregó el primer kilovatio hora de energía al SIN, dando inicio a la etapa de pruebas regulatorias para la energización de la planta y la posterior entrada en operación comercial.

Adicionalmente, siguiendo con el objetivo de ponerle especial foco al desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, la Compañía firmó el acuerdo de compraventa de la Central Térmica Cartagena y del 100% de la participación de la Sociedad Portuaria Central Cartagena con la compañía SMN Termocartagena S.A.S. Éste comenzará a regir a partir del 1 de diciembre de 2023, fecha en la cual el grupo SMN asumirá la administración y la operación de la Central. 

Respecto a la línea de negocio de distribución de energía, se desarrollaron iniciativas que aportan a grandes apuestas de la ciudad de Bogotá y Cundinamarca, como el Metro y el Regiotram, y se fortaleció la modernización y digitalización de la red, con el fin de hacerlas más resilientes y flexibles para enfrentar los desafíos del cambio climático.

Con el objetivo de expansión de la red y la electrificación de la economía, en el marco del programa Cundinamarca al 100%, se firmaron dos convenios de electrificación rural con la Secretaría de Minas, Energía y Gas del departamento de Cundinamarca.

Con esa iniciativa Enel invirtió en la expansión de redes de media y baja tensión para aumentar el beneficio a 165 familias rurales que se suman a las 815 que se han energizado durante 2023, alcanzando así una cobertura superior al 99,6% en Cundinamarca, garantizando el acceso a la energía eléctrica de forma asequible y confiable.

Se destaca como hecho relevante la actualización de la plataforma tecnológica que soporta los procesos de facturación, recaudo y cobranza.  Actualmente la plataforma se encuentra en fase de estabilización, y la Compañía trabaja en superar las inconsistencias específicas que se han presentado en la transición a este nuevo sistema.

En la línea de negocios Enel X, enfocada en la comercialización y nuevos usos de la energía, se inició la construcción de “Ikotia” el primer parque solar de Frontera Energy, que empezará a funcionar en el último trimestre de este año y tendrá una capacidad instalada de 7.85 MW de potencia para generar 11.38 GWh/año, equivalente a proveer energía a más de 56.000 hogares con un consumo promedio de 200 kWh al mes.

Respecto a Centroamérica, Renovables de Guatemala, compañía de Enel en Guatemala, fue adjudicada para suministrar 256 GWh de energía a la Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA) y ENERGUATE. Este contrato iniciará operación comercial en mayo del 2026 a través de la generación de energía 100% renovable proveniente de la Central Hidroeléctrica Palo Viejo.

De igual manera, se destaca la ratificación de la calificación crediticia de Enel Colombia en BBB- con perspectiva Estable por parte de S&P Global Ratings. La calificadora resaltó la posición de liderazgo de la Compañía tanto en el negocio de generación como de distribución a nivel nacional y su diversificación geográfica fuera de Colombia en Panamá, Costa Rica y Guatemala, con un flujo de caja estable y un plan de inversiones que continúa priorizando el desarrollo de energías renovables.

Para el último trimestre del año, Enel Colombia y Centroamérica seguirán orientando sus esfuerzos en el desarrollo y el compromiso de la electrificación, la innovación y el desarrollo sostenible de la región, fortaleciendo sus acciones para hacer frente a los posibles impactos por el Fenómeno de El Niño y otros retos que enfrenta el sector.

Termocandelaria pone en marcha el proyecto de Cierre de Ciclo Combinado

La puesta en marcha de la planta de generación ubicada en Cartagena permitirá aumentar la capacidad de producción de energía de Termocandelaria en un 80%, y asegurar la confiabilidad y eficiencia del sistema eléctrico de Colombia durante el fenómeno de El Niño.

Termocandelaria S.C.A., filial de TPL Energía, anunció que el viernes 27 de octubre, iniciará las operaciones de su proyecto de cierre de ciclo combinado, que representa el fortalecimiento de los procesos de generación de energía confiable y sostenible para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), permitiendo aumentar su capacidad de producción de energía térmica manteniendo, pero con el mismo nivel de consumo de gas natural, constituyéndose en un proyecto de alta eficiencia energética.

Esta expansión es un paso significativo en el objetivo de proporcionar energía confiable, pues representa el aumento de la eficiencia energética del 34% al 53%, constituyéndose en la planta más eficiente de Colombia, cumpliendo con altos estándares de sostenibilidad, gracias a los equipos de alta tecnología que se utilizan para la generación de energía.

Con una inversión superior a los USD258 millones, el proyecto de cierre de ciclo combinado, de acuerdo con lo estipulado por el Gobierno Nacional con la Subasta de Cargo por Confiabilidad realizada en 2019, se desarrolló con el objetivo de ampliar y modernizar la infraestructura de la generadora, pasando de dos unidades de ciclo simple de 314 MW de capacidad instalada, a tres unidades en ciclo combinado con una capacidad instalada total de 566 MW. Representa un aumento de aproximadamente 80% en capacidad de generación, sin aumentar las emisiones de CO2 y contribuyendo con una reducción del orden del 40% en los costos de producción de energía.

“La puesta en marcha del cierre de ciclo combinado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de un sector eléctrico sostenible, garantizando un aumento significativo en la eficiencia en el uso del combustible utilizado, mientras mantenemos un alto estándar de calidad y respaldo al sistema”, dijo Miguel Pérez Ghisays, gerente General de Termocandelaria.

“Este proyecto es representativo de la tecnología y la transición energética en Colombia, considerando que es la única térmica en el país que, en su proceso de refrigeración, utiliza un novedoso sistema de aerocondensadores que no implican consumo de agua ni de químicos, tecnología que brindará los más altos beneficios ambientales, aportando a los Objetivos de Desarrollo Sostenible y a las metas de carbono neutralidad”, agregó Ghisays.

Además, el proyecto tuvo gran impacto social en la región, pues generó más de 4.700 empleos y con su entrada en operación, Termocandelaria tendrá la capacidad de cubrir el 7% de la demanda nacional de energía, el 25% de la demanda de la costa Caribe y el 121% de la demanda del departamento de Bolívar, aportando 252 MW adicionales al sistema.

El cierre de ciclo combinado se pone en marcha en un momento coyuntural del país, pues según declaraciones entregadas recientemente por el Ideam hay una probabilidad entre el 75 y el 85% de un fuerte fenómeno de El Niño hasta mayo de 2024, lo que convierte la operación de Termocandelaria en un actor fundamental en el abastecimiento del país aportando más energía de forma sostenible y amigable con el medio ambiente.

“Estamos orgullosos con la entrada en operación del cierre de ciclo combinado de Termocandelaria. Esta expansión representa un proyecto sin precedentes que aportará una mayor generación de energía firme muy eficiente, para garantizar un servicio de calidad a los colombianos, especialmente en la costa Caribe, donde sabemos los retos que deben superarse en esta materia”, apuntó Luis Miguel Fernández, presidente de TPL Energía. 

Este desarrollo contribuirá igualmente a mejorar la competitividad y sostenibilidad del sector eléctrico nacional, pues aportará al fortalecimiento del sector térmico, una acción clave para continuar consolidando la matriz energética del país, como lo resalta la Asociación Nacional de Empresas Generadoras de Energía (ANDEG). 

“Termocandelaria aumenta la confiabilidad del sistema eléctrico de manera muy eficiente, permitiendo una mayor capacidad de respuesta ante las necesidades energéticas y de suministro que requiera el país, especialmente ante eventos de hidrología critica, evidenciando la importancia del parque térmico para respaldar al sistema eléctrico nacional en el marco de la transición energética, segura y gradual”, afirmó el director Ejecutivo de ANDEG, Alejandro Castañeda.

TPL Energía, es la holding y principal inversionista que opera las plantas de generación de energía térmica de TEBSA y Termocandelaria con operación 100% con gas natural. TPL en 2019 incursionó en el mercado internacional de capitales siendo hasta el momento la primera emisión de una generadora térmica colombiana en este mercado.

Con la puesta en operaciones del cierre de ciclo combinado, Termocandelaria se proyecta como la planta térmica más eficiente de Colombia convirtiendo a TPL Energía en el tercer jugador del sector eléctrico.

La transición energética es un proceso que requiere tiempo: DNP 

En su segundo día, la VI Cumbre del Petróleo, Gas y Energía se enfocó en el aterrizaje de la transición energética en las regiones y alternativas para su financiación; así como el rol de los combustibles fósiles en el proceso, y transporte sostenible, entre otros temas.  

La segunda jornada de la VI Cumbre del Petróleo, Gas y Energía, en Cartagena, la abrió el director del Departamento Nacional de Planeación (DNP), Jorge Iván González, con una presentación sobre la transición energética en las regiones y alternativas de financiación.

González indicó que “la transición energética es un proceso que requiere tiempo y que avancemos sobre lo que tenemos; pues está claro que cambiar la estructura de la balanza de pagos no puede lograrse de un momento a otro; por ello, vamos a seguir dependiendo del petróleo si queremos avanzar en la transición; proceso en el que el ordenamiento del territorio es esencial y está vinculado a la geografía y la productividad”.  

En relación con los desafíos financieros de la transición energética en Colombia, Mauricio Cárdenas, exministro de Hacienda y Crédito Público, y de Minas y Energía, señaló que “la transición energética nos enfrenta a la necesidad de reducir las emisiones. Para ello, debemos crear instituciones que resuelvan los problemas de deforestación y, al mismo tiempo, alinear los objetivos ambiciosos planteados para lograr dicha reducción al menor costo posible, garantizando la autosuficiencia energética de Colombia”.  

Desde la academia, Mauricio Olivera, vicerrector Administrativo y Financiero de UniAndes, en la conversación sobre mercado laboral y transición justa, manifestó que “la transición energética enfrenta desafíos múltiples, desde fiscales y sociales hasta sectoriales y macroeconómicos. A pesar de los avances en políticas climáticas y sociales, la integración efectiva entre ambos tipos de políticas sigue siendo limitada. El concepto de ‘Transición Justa’ emerge como un camino, destacando la necesidad de diálogo temprano, participación y sólidos programas de asistencia social para proteger medios de vida y comunidades en una transformación a economías bajas en carbono”. 

Combustibles líquidos en la transición 

La conversación también giró en torno al rol de los combustibles líquidos en la garantía de la seguridad energética de los colombianos; y teniendo en cuenta que en la próxima década se prevé un aumento de 4% anual en la demanda de combustible de aviación (jet fuel) en Colombia, superando el crecimiento proyectado para gasolinas y diésel (alrededor de 2% anual), se exploraron alternativas para garantizar el abastecimiento confiable y competitivo de dichos energéticos en el país.  

“La adopción de SAF (Combustibles de Aviación Sostenibles) representa un paso significativo al transformar la fabricación de aeronaves y su infraestructura. Esto resultará en una transición energética más rentable y permitirá mantener la prestación gradual de servicios de aviación, tanto para pasajeros como para carga. La transición deberá llevarse a cabo de manera progresiva para garantizar la accesibilidad y, al mismo tiempo, reducir nuestra huella ambiental”, expuso Guilherme Goulart, gerente de Relaciones Institucionales de la Asociación Internacional de Transporte Aéreo (IATA).

En cuanto a la transición energética en el transporte, en atención a la necesidad de garantizar un suministro fiable y de calidad para más de 7 millones de vehículos y 11 millones de motocicletas, los expertos coincidieron en la importancia de lograr una diversificación gradual de la oferta energética para la movilidad, incluyendo mejoras en combustibles convencionales, biocombustibles, gas vehicular, movilidad eléctrica e hidrógeno, pues a pesar de la electrificación progresiva del transporte, se proyecta que la demanda de combustibles líquidos continúe aumentando, aunque a un ritmo más lento.  

Barómetro Petrolero 2023  

Al cierre de la jornada se presentaron los resultados del Barómetro Petrolero 2023, iniciativa de la firma Jaime Arteaga & Asociados. Este instrumento de medición de la percepción que tienen los colombianos acerca de la industria del petróleo y gas en el país, aplicado por el Centro Nacional de Consultoría (CNC), consultó a más de 2.900 ciudadanos, 240 funcionarios gubernamentales y 140 líderes empresariales del sector de petróleo y gas; y evidenció que, el 92% de los ciudadanos concuerda en que la transición energética necesita tiempo para ser equitativa; y que el respaldo de los colombianos a la industria del petróleo y gas ha alcanzado niveles históricos, en razón a que el 81% de los encuestados considera que este sector es positivo para el país, (con respecto al 78% registrado en el 2022), y el 83% dice que es esencial para financiar programas sociales y proyectos de inversión pública.  

Jaime Arteaga, director de Jaime Arteaga & Asociados, resaltó que “el respaldo de la ciudadanía a la industria del petróleo y gas es el resultado de un diálogo constante sobre el futuro de las exploraciones y la producción de hidrocarburos en el país. Esto ha permitido que los colombianos comprendan mejor la contribución del petróleo y el gas al funcionamiento del Estado y a la inversión social en Colombia». 

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