Autor: Martín Rosas

GNL
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Desarrollan primer proyecto de bunkering de GNL en el Caribe

by Martín Rosas

En un avance significativo para la industria regional del Gas Natural Licuado (GNL), AES Panamá y el armador canadiense Seaspan, firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) para desarrollar soluciones energéticas sostenibles para la industria marítima.

En el marco del tercer Foro Internacional GNL Global, desarrollado en Cartagena, AES firmó un Memorando de Entendimiento (MoU) con el armador canadiense Seaspan ULC.

Esta colaboración se orienta principalmente a prestar el servicio de bunkering con GNL, a naves de transporte marítimo que cruzan el Canal de Panamá, junto con explorar opciones de proveer GNL a mercados regionales dentro de la zona de influencia del terminal de GNL Costa Norte, propiedad de AES, ubicado en Colón, Panamá.

Actualmente, AES desarrolla un proyecto de ampliación de su terminal que contempla una nueva infraestructura de recarga de GNL en barcos metaneros (Ship Loading Faciliity) que conjuntamente con la llegada de una nave metanera de pequeña escala a Panamá, aportada por Seaspan, destinada a las entregas finales de GNL , que permitirá la comercialización del GNL como combustible marino a partir de la segunda mitad del 2024, y eventualmente la entrega de este tipo hidrocarburo, más amigable con el ambiente, en otros mercados regionales alternativos.

Está previsto que el Ship Loading Faciliity comience a operar a partir de noviembre del año en curso como parte integral de los servicios del terminal de GNL Costa Norte.

Dicha infraestructura ofrecerá servicios para la industria del GNL, como:

  • Cool down: servicio de enfriamiento destinado a metaneros que vuelven a cargarse o que reanudan su operación marítima tras un período de inactividad por mantenimiento.
  • Almacenamiento temporal y recarga: con la capacidad del tanque de Costa Norte (180.000 m³), distintos operadores del mercado podrán almacenar su GNL temporalmente y retirarlo posteriormente.
  • Recarga para bunkering y distribución regional: con un esquema que replica la operación de los principales terminales del mundo, la terminal Costa Norte permitirá la entrega del GNL almacenado para destinarlo tanto al abastecimiento de GNL, como combustible marino para la creciente flota que transita por el Canal de Panamá, como a mercados emergentes de países vecinos.

“Estamos a las puertas de la nueva era en de la energía sostenible. La colaboración con nuestro socio armador y las innovaciones nuestra Terminal Costa Norte nos posicionan como líderes en impulsar soluciones sostenibles, eficientes y asequibles para satisfacer las crecientes demandas del mercado”, comentó Miguel Bolinaga, presidente de AES en Panamá.

“En Seaspan nos enorgullece colaborar con AES para proporcionar abastecimiento de GNL en la región de Panamá y liderar el camino en brindar oportunidades de transformación energética en el sector marino global. Juntos proporcionaremos soluciones bajas en carbono para los propietarios de buques que quieran descarbonizar sus operaciones y hacer la transición a combustibles marinos más limpios”, comentó Ian McIver, presidente de Seaspan Energy.

Estos logros marcan el comienzo de una transformación revolucionaria en el panorama de la energía sostenible que beneficia tanto a Panamá como a la región. Al liderar con innovaciones y alianzas estratégicas, AES responde anticipadamente a las demandas actuales del mercado y moldea el futuro del sector.

GNL
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GNL, clave para afrontar el fenómeno de El Niño en Colombia

by Martín Rosas

Durante sus 6 años de operación, Calamarí LNG ha importado cerca de 2,5 millones de m3 de GNL para soportar la generación de más de 2.000 MW térmicos de ciclo combinado de energía.

De cara al fenómeno de El Niño que enfrenta Colombia, coyuntura que podría poner en riesgo el suministro de energía en el país si no se cuenta con el respaldo necesario, el gas natural licuado (GNL) se configura como combustible clave para el sector eléctrico, sobre todo ante la disminución de las reservas de gas natural nacional.

Calamarí LNG es la encargada de importar y comercializar el GNL en Colombia, comprandolo en el mercado internacional para que las generadoras térmicos Tebsa, Termocandelaria y Prime Termoflores tengan oportunamente el combustible que les permita atender los requerimientos de despacho y respaldar sus obligaciones de energía en firme, particularmente en momentos de hidrología crítica como el fenómeno de El Niño y en coyunturas de escasez de gas natural nacional.

“Hoy en día Colombia está conectada a un mercado mundial con una amplia liquidez, que le permite tener acceso a un suministro infinito de este combustible, con proveedores como Estados Unidos y Trinidad y Tobago, países con amplia oferta, que nos permiten atender la demanda de una manera rápida y oportuna, lo cual es clave ante escenarios de desabastecimiento”, destaca Alfredo Chamat, gerente general de Calamarí LNG.

Desde el 2017 Calamarí LNG ha importado 2,5 millones de m3 de GNL que se han usado para soportar más de 2.000 MW de generación térmica. “La importación del GNL ha generado grandes beneficios, pues se cuenta con un combustible amigable con el medio ambiente y con costos más bajos que los combustibles líquidos, lo que ha permitido que los colombianos hayan ahorrado más de 2,5 billones de dólares en los costos de la electricidad en los últimos 6 años. Además, se ha podido suplir la demanda requerida por las termoeléctricas para dar respaldo a la generación y suministro de energía ante una coyuntura tan sensible para el sector como lo es el Fenómeno de El Niño”, resaltó el directivo.

En lo corrido de 203 se han importado más de 500 mil m3 de GNL que han llegado al país en 11 cargamentos. Dichas importaciones de gas se vienen realizando con el fin de suplir la demanda de este combustible que requieren las termoeléctricas, para brindar confiabilidad al sistema eléctrico nacional.

Industria
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La VI Cumbre del Petróleo, Gas y Energía abordará el trilema energético en Colombia

by Martín Rosas

Del 24 al 26 de octubre de 2023 se llevará a cabo en el Centro de Convenciones de Cartagena de Indias el evento más importante del sector hidrocarburos en Colombia.

Uno de los principales retos que tienen los países es gestionar el trilema energético, es decir asegurar el suministro de los energéticos de manera competitiva, el acceso a la energía y la sostenibilidad ambiental. Contexto en el que Colombia, al igual que otras naciones, reconoce la necesidad de diversificar sus fuentes de energía, avanzar hacia la descarbonización y la sostenibilidad, para mitigar el cambio climático y asegurar el futuro energético de los colombianos.

Es por ello que, la gestión del trilema energético en Colombia será el tema central de la IV Cumbre del Petróleo, Gas y Energía, organizada por la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP), y la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol).

El evento se realizará del 24 al 26 de octubre en el Centro de Convenciones de Cartagena de Indias, donde congregará a líderes del sector, expertos nacionales e internacionales, funcionarios del Gobierno nacional, líderes regionales, académicos y líderes de opinión, entre muchos otros actores que analizarán los retos energéticos que enfrenta Colombia, y la importancia de los hidrocarburos en el proceso de transición energética.

Durante tres días el sector hidrocarburos le planteará al país la importancia de trabajar en una estrategia energética sostenible, a partir de diálogos participativos en torno a temas como la energía y desarrollo territorial, los retos de la transición energética justa, los combustibles líquidos y la seguridad energética, el camino hacia la carbono neutralidad, la transición del parque automotor, y la participación ciudadana en proyectos del sector. Además de los avances, tecnologías e innovación en cada uno de los segmentos de la cadena de valor del sector.

La VI Cumbre de Petróleo, Gas y Energía tendrá entre otros invitados a: Omar Andrés Camacho, ministro de Minas y Energía; Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol; Gastón Siroit de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE); Fred Ghatala, director Carbon & Sustainability at Advanced Biofuels Canada; Luis Osegueda, gerente de Aviación Chevron; Fernanda Hopenhaym, integrante del Grupo  de Trabajo de Empresas y DD.HH. de la ONU; y Brigitte Baptiste; rectora de la EAN, entre otros líderes nacionales e internacionales.

Opinión
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A propósito de los subsidios al consumo de energía

by Martín Rosas

Conviene dejar establecido que los subsidios quedaron reglamentados en el artículo 99 de la Ley 142 de 1994 de servicios públicos, como “un descuento en el valor de la factura” de los más vulnerables, en este caso de los estratos 1, 2 y 3.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La creación de los subsidios dio lugar al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución del Ingreso (FSSRI), mediante la Ley 286 de 1996. Ello responde a uno de los principios que rigen la prestación del servicio de energía: eficiencia, calidad, continuidad y solidaridad. Este último tiene que ver con su acceso por parte de la población más vulnerable, contemplado en el 7º de los 17 Objetivos del Desarrollo Sostenible (ODS).

Para su financiación se estableció un esquema de subsidios “cruzados”, consistente en que los estratos 5 y 6, así como los usuarios no regulados (léase industria y comercio) pagaran una contribución del 20%. El estrato 4 es neutro, no recibe subsidio pero tampoco paga dicha contribución. Así se dispuso en el artículo 47 de la Ley 143 de 1994, previendo que “el faltante de los dineros para pagar la totalidad de los subsidios será cubierto con recursos del Presupuesto Nacional”.

No obstante, en 2010, a través del artículo 2º de la Ley 1430 se eximió del pago de la contribución a los usuarios industriales y desde entonces el valor de los subsidios corre por cuenta de los estratos 4, 5 y 6, así como del Presupuesto General de la Nación (PGN). Según Sentencia C–086 de la Corte Constitucional, dicha contribución constituye un “impuesto nacional con destinación específica”.

Ya para el 2018 el monto de los subsidios de energía ascendía a $3,1 billones, de los cuales $1,8 billones se cargaron al PGN.

Actualmente, lo que se recauda por la sobretasa sólo alcanza a cubrir el 36% de los subsidios, de tal modo que el déficit que debe cubrirse a través del FSSRI supera los $5 billones, con cargo al PGN.

En desarrollo de una asamblea de usuarios del servicio de energía en Santa Marta el pasado 17 de septiembre, convocada por el Ministro de Minas y Energía Andrés Camacho, este levantó una polvareda al espetar, sin pestañear, que “los subsidios por ley se asignan a los estratos 1,2 y 3. Y no se les entrega a la gente directamente, se les entrega a través de las empresas. Como la mayoría de las empresas son privadas, entonces se quedan con los subsidios y los administran. La transición debe garantizar que los subsidios lleguen a la gente”.

La respuesta de los gremios del sector (ANDEG, Andesco, Acolgen, Asocodis, Naturgas y SER Colombia), todos a una, no se hizo esperar, le respondieron a su ligereza en los siguientes términos: “los subsidios aplican directamente a los usuarios mediante sus facturas y luego el Gobierno realiza los reembolsos mediante procedimientos que aseguran la validez de dicho proceso”.

Además, revelaron que en la mayoría de los casos, los pagos se han demorado más de lo esperado, llegando al punto de acumular deudas pendientes desde el segundo trimestre del año.

Entre otras cosas, esta morosidad por parte de los distintos gobiernos en hacer efectivo el giro de los subsidios a las empresas prestadoras de los servicios, cuyo monto tiende a subvalorarse a la hora de aprobar el Presupuesto General de la Nación, sumados a los $4,9 billones de la cartera de los usuarios por cuenta de la aplicación desde la pandemia en 2020 de la opción tarifaria y la deuda de usuarios oficiales y constitucionalmente protegidos, que para abril de este año ascendía a $800 mil las puso en aprietos, al punto que se llegó a hablar de un inminente apagón financiero de las mismas.

Que se sepa, el único caso en el que se pudo establecer por parte de la Contraloría General de la República que una empresa no aplicaba el subsidio a sus destinatarios sino que se quedaba con el mismo es el de la abominada Electricaribe. Y ello dio lugar a un juicio de responsabilidad fiscal, que terminó con un hallazgo administrativo con alcance fiscal por valor de $78.517 millones para las vigencias 2015 y 2016”, obligando a la empresa a su reintegro.

Ahora bien, como lo afirman los gremios en su comunicación al ministro, “sí hay evidencias de malos comportamientos por parte de ellas, invitamos a interponer las denuncias que correspondan ante las autoridades pertinentes y a que estas, en derecho, ejerzan sus funciones en tal materia”. El ministro tiene la palabra.

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

Industria
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ANH extiende plazos de contratos de exploración

by Martín Rosas

En el marco de la 40 Conferencia Energética Colombiana (Enercol), organizada por ACIEM, la presidente de la ANH anunció acuerdos con la industria para aumentar producción.

“Hoy hemos anunciado al país las medidas del Acuerdo que permitirá la búsqueda de nuevas reservas de hidrocarburos las cuales se relacionan con extensión de plazos para las fases de periodo de exploración; reducción de garantías por actividad exploratoria adicional; reconversión de contratos de yacimientos no convencionales (YNC), y la destinación de hasta un 50% de inversión remanente para apoyar o ejecutar la generación de energía a través de Fuentes No Convencionales de Energía”, declaró Clara Liliana Guatame, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

La presidenta de la ANH indicó que el Acuerdo que fue aprobado establece los criterios que incentivarán la exploración a través de la adopción de medidas que los potencializarán, a la vez que impulsará la política de la Transición Energética Justa (TEJ).

“La adopción de estos criterios será clave para incentivar la actividad exploratoria generando inversión directa en proyectos que eventualmente pueden incrementar las reservas de hidrocarburos del país en el corto, mediano y largo plazo; generar un incremento en la inversión social directa en los territorios a través de los Planes en Beneficio de las Comunidades; e impulsar el uso de energéticos alternativos”, manifestó Guatame.

La presidente de la ANH destacó que la transición es gradual y que el país necesita no sólo los recursos económicos obtenidos en la cadena de valor del gas y del petróleo, sino que también los recursos para satisfacer la demanda nacional en el periodo definido para el cambio de la matriz energética.

En ese sentido, la funcionaria expuso algunos de los planes que tiene la Agencia para incorporar reservas, al respecto mencionó medidas adicionales al Acuerdo que se logró de la mano con la industria.

Por un lado, la creación e impulso de una nueva estrategia territorial con el objetivo de fomentar y repotenciar el diálogo entre la industria, las comunidades y las autoridades ambientales, además de asegurar inversiones sociales en los territorios; y por otro, la generación, desde la institucionalidad, de las condiciones jurídicas, técnicas y de acompañamiento permanente a los proyectos costa afuera que se encuentran en periodo de exploración y etapa de evaluación.

“Este Gobierno, a través de la ANH, está comprometido para que los contratos vigentes mantengan la actividad exploratoria en el país, tenemos un amplio margen de oportunidad para mejorar y ampliar nuestros indicadores con tecnología y conocimiento, preparar la industria y la Agencia para los próximos 20 años de trabajo”, concluyó Guatame.

Industria
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El 50% ve ilegal la industria minera en Latinoamérica

by Martín Rosas

El 72% de la conversación en Colombia se enfoca en la participación de grupos armados y organizaciones criminales en la minería ilegal, lo que ha generado una creciente preocupación por la seguridad en zonas aledañas. Cambiar la narrativa, humanizar el discurso o salir del cliché de la sostenibilidad son algunas de las claves para que la industria extractiva latinoamericana proyecte su valor.

La sociedad latinoamericana ha pasado de ver la minería como un sinónimo de prosperidad a cuestionar su impacto medioambiental. El 50% de las menciones en redes sociales hacen referencia a su ilegalidad.

Es la principal conclusión del informe “Una segunda oportunidad para la minería en LATAM: claves para reivindicar su historia”, elaborado por el equipo de Deep Learning de LLYC en el que se analizaron más de 1,4 millones de mensajes en el ámbito digital en diez países de la región para conocer la percepción sobre el sector minero. Para la realización de este estudio se utilizaron técnicas de Big Data y de IA.

El informe realizado por LLYC llega a las siguientes conclusiones:

  1. La minería ilegal lidera la conversación social: El 50% de las menciones sobre el sector se refieren a la minería ilegal, lo que refleja su profunda penetración en la conciencia pública y su estrecha relación con la industria en general.
  2. Dos protagonistas inciden en la negatividad: Tanto los gobiernos como la propia industria minera profundizan imaginarios que no favorecen un posicionamiento positivo del sector.
  3. El medio ambiente como bandera política: El impacto de la minería se ha convertido en un tema electoral y en un punto central en la gestión gubernamental, tanto a nivel local como nacional.
  4. El sector se comunica en círculos cerrados: La industria enfrenta el desafío de comunicarse principalmente dentro de su propia esfera, con un impacto mínimo y predominantemente negativo en la conversación pública.
  5. Circunstancias propias de América Latina profundizan los estigmas: La corrupción, la violencia y el narcotráfico, entre otros problemas regionales, se asocian a la industria minera debido a la ilegalidad de algunas actividades.
  6. La minería sostenible, un antídoto insuficiente: A pesar de su importancia, la minería sostenible representa solo el 2% de la conversación total, y su mensaje positivo se limita en gran medida al mismo círculo de influencia.

Para Alejandra Aljure, directora de Operaciones de LLYC Colombia, “estos hallazgos muestran la complejidad de los desafíos que enfrenta la industria minera en América Latina en términos de percepción pública. Es evidente que la industria necesita un enfoque estratégico para abordar estos temas y comunicar de manera efectiva su contribución al desarrollo sostenible y responsable en la región, lo cual es posible a través de varias claves que planteamos en este estudio”.

LLYC ofrecen algunas recomendaciones para ayudar a reenfocar la historia de esta industria. La clave está en corregir una tendencia pasiva en la comunicación y apostar por la proactividad. También es fundamental cambiar la narrativa, salirse del cliché de la sostenibilidad, humanizar el discurso, activarlo mediante otras vías y dirigirse a todos los públicos, incluidos los detractores.

Industria
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ACIEM pide plan de choque para enfrentar el fenómeno de El Niño

by Martín Rosas

Ante el fenómeno de El Niño, que podría extenderse hasta marzo de 2024 y con el riesgo en el descenso del nivel de los embalses que hoy están en 78%, la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM) propuso un plan de choque para evitar el riesgo de racionamientos de energía en el país.

“Consideramos que el Gobierno debe liderar las consultas previas con las comunidades; agilizar la entrada de proyectos atrasados; garantizar condiciones financieras a las generadoras y comercializadoras y realizar rápidamente la nueva subasta de energía”, declaró Daniel Enrique Medina, presidente de ACIEM, gremio profesional de Ingeniería y Cuerpo Técnico Consultivo, en el acto de instalación de la 40 Conferencia Energética Colombiana (ENERCOL), que se realiza en el Club El Nogal de Bogotá.

En opinión de Medina, el suministro de energía eléctrica podría entrar en riesgo, puesto que, al disminuir el recurso hidráulico, se podría presentar limitaciones en el balance de oferta y demanda y un aumento de precios excesivos con impacto en los usuarios.

“Parte de esta situación se ha reflejado en el aumento del precio del kilovatio- hora en la bolsa de energía, que pasó de $300 en enero de 2023, a estar por encima de los $1.000 en las últimas semanas”: manifestó el dirigente gremial.

Y agregó: “Frente al aumento de los precios de la energía, debemos garantizar la competitividad de la industria y brindarle las condiciones para incentivarla de forma que sea un verdadero apoyo a la reindustrialización que ha propuesto el Gobierno Nacional”.

ACIEM indicó que el sector eléctrico ha afrontado acontecimientos institucionales, económicos y sociales que han generado incertidumbre sobre la confiabilidad del sistema y por consiguiente riesgo en el suministro adecuado del servicio de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo

En este sentido, el gremio respaldó la iniciativa de reformar, modernizar y fortalecer la Ley 142 de 1994 de servicios públicos, con el fin de ponerla a tono con los nuevos entornos regulatorios, económicos y tecnológicos de la nueva economía y garantizar el adecuado desarrollo de los servicios públicos en las próximas décadas.

Promover la exploración de gas natural

Frente al riesgo de déficit de abastecimiento de gas natural, ACIEM resaltó que se debe aumentar la producción sobre los campos existentes y promover nuevos contratos de exploración y explotación, lo cual daría tranquilidad al sector, a la industria y ampliaría el nivel de reservas más allá del año 2030.

Adicionalmente, ACIEM propuso ampliar la capacidad de la Planta de Regasificación de Cartagena, la cual podría pasar de 400 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) a cerca de 450 MPCD a comienzos de 2024 y a 530 MPCD a finales de 2026. “Esta sería una opción económica y rápida para cubrir el déficit de gas previsto en el corto plazo y así dar confiabilidad, firmeza y flexibilidad al sistema energético del país”, señaló Medina.

El gremio llamó la atención que, en el corto plazo, el mayor riesgo es la indisponibilidad de producción de gas, lo que podría afectar seriamente a la demanda térmica por prioridad de despacho, ante eventos de desabastecimiento, afectando directamente la confiabilidad del sistema y por supuesto a los usuarios.

De otra parte, ACIEM indicó que tras declararse desierta la licitación de la Planta de Regasificación del Pacífico, propuso independizar este proyecto del gasoducto Buenaventura-Yumbo. “Creemos que esta planta de regasificación se podría ubicar en la Costa Atlántica, con el fin de aprovechar la

infraestructura de transporte existente para suministrar gas importado al interior del país. Una vez el gasoducto Buenaventura-Yumbo esté disponible, la planta regasificadora se podría trasladar a Buenaventura para cumplir su objetivo inicial”: explicó el presidente de ACIEM.

Retos de la Transición Energética

ACIEM destacó el trabajo técnico de planeación realizado por el Ministerio de Minas y Energía en cuanto a los objetivos y escenarios propuestos para la Transición Energética Justa (TEJ) y consideró necesario revisar los compromisos de Colombia para reducir en un 51% las emisiones netas de CO2 en los plazos establecidos y las posibilidades reales de su cumplimiento.

Para Medina, “Colombia es un país particular, dado que su matriz de generación de energía eléctrica es altamente limpia, con emisiones atribuibles al sector de la energía del orden del 8,2%, por tanto, un análisis de pareto demuestra que el problema de emisiones se concentra en otros sectores”.

ACIEM destacó que las actividades que producen las emisiones de CO2 se concentran en agricultura, ganadería, forestación y otros usos de la tierra, con un 63,4%, y el transporte que es cerca de la mitad de las emisiones clasificadas como energía, que representan el 28,4%.

“En nuestra opinión, para lograr el éxito de la transición energética en los próximos años, se deben definir los costos y riesgos para el país, en aspectos considerados en la hoja de ruta, tales como las áreas de electrificación del transporte; el reemplazo del carbón por bagazo y los procesos térmicos con energías renovables en usos industriales, para solo mencionar algunos ejemplos”: explicó el vocero gremial.

ACIEM subrayó que expertos mundiales han señalado que las transiciones energéticas pueden durar entre 50 y 60 años y para el país podría costar entre 8 y 11 puntos del Producto Interno Bruto (PIB), es decir, cerca de 30 mil millones de dólares anuales.

“Estamos convencidos de que los hidrocarburos pueden coexistir transitoriamente con las energías limpias, utilizando tecnologías de punta, y protegiendo la vida, por lo cual proponemos una revisión exhaustiva de la política de asignación de nuevos contratos de exploración de petróleo y gas natural, teniendo en cuenta el impacto en la economía al suspenderlos”: concluyó Daniel Enrique Medina.


Vehicular
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Terpel llega a 119 estaciones de gas natural vehicular en Colombia

by Martín Rosas

A las 215 estaciones de GNV con la marca Gazel que se encuentran activas en todo el país, se sumarán otras 4 que estarán ubicadas en diferentes troncales para garantizar el suministro del energético a vehículos particulares y pesados.

Terpel continúa su plan de expansión en el sector de Gas Natural Vehicular (GNV) con la apertura de cuatro nuevas estaciones dedicadas. La compañía estima cerrar el 2023 con 219 puntos a nivel nacional.

A través de su marca Gazel, la compañía brinda a los propietarios de vehículos dedicados a GNV (particulares y pesados) la posibilidad de viajar largas distancias por las carreteras de Colombia, a través de estaciones de servicio de GNV. A hoy, la compañía cuenta con 80 puntos ubicados en los corredores de carga, también denominados corredores verdes.

«Actualmente, los vehículos que usan GNV están listos para realizar trayectos más extensos, gracias a nuestra red de estaciones de servicio estratégicamente ubicadas. Estamos comprometidos con satisfacer esta creciente demanda de la industria, enfocándonos en los vehículos pesados, que cada vez más utilizan exclusivamente este producto, pues han comprobado la eficiencia en costos y operatividad que puede generar El GNV, además de representar beneficios ambientales contribuye al ahorro de los usuarios frente a otras alternativas de combustible”, afirmó Johand Patiño, vicepresidente Comercial en Terpel.

Las estaciones de Gazel, ubicadas en los corredores verdes se caracterizan por su amplitud, lo cual facilita la posibilidad de giro para los vehículos de carga. Cuentan con una capacidad de compresión robusta que permite disminuir los tiempos de llenado y con plantas eléctricas de respaldo para garantizar el abastecimiento incluso cuando no hay fluido eléctrico.

La organización en su compromiso de Aliado País contribuye a la transición energética al proveer energéticos que generan un menor impacto en el medio ambiente. Gazel comercializa un promedio de 15 millones de metros cúbicos por mes a sus más de 162 mil clientes particulares y más de 4 mil unidades dedicadas al servicio público y pesados.

Las cuatro nuevas estaciones especializadas en GNV están ubicadas en Puerto Salgar (Cundinamarca); Aguachica, Bosconia, (Cesar), y Cartagena, y contarán con una capacidad de compresión de 1.900 metros cúbicos por hora, reduciendo los tiempos de llenado y optimizando la operación logística de los transportistas.

Los servicios para vehículos pesados dedicados a GNV se complementan con el programa Rumbo, que permite optimizar recursos y obtener información detallada sobre el consumo y rendimiento de flotas de transporte.

Basado entre tres pilares: red, información y control, Rumbo Terpel brinda a los empresarios la posibilidad de reducir el consumo de combustible y gestionar eficientemente sus operaciones de transporte, desde una plataforma web donde son directamente los empresarios quienes dan los parámetros a sus vehículos para un mayor control.

Así mismo, los usuarios de Gazel pueden acumular y redimir puntos con ViveTerpel, el programa de lealtad, propio de la compañía, que brinda a los usuarios la posibilidad de obtener beneficios a su medida a través de la acumulación y redención de puntos en cada compra de GNV o en las Tiendas Altoque. Estos puntos, podrán ser redimidos en productos de la compañía, entre estaciones de servicio y tiendas vinculadas al programa.

Alternativos
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Promigas y Uninorte construirán la granja solar universitaria más grande de Colombia

by Martín Rosas

El proyecto incluye 5.083 módulos solares bifaciales que generarán 4209 MWh al año de energía. Se empezará a construir en el campus en enero de 2024 y el objetivo es que inicie su funcionamiento progresivo desde el segundo semestre de ese mismo año.

La Universidad del Norte y Promigas construirán una granja solar fotovoltaica de 2,92 MWp de potencia en un área de más de 28 mil m2 en el campus de la institución universitaria y con una inversión de 11.390 millones de pesos.

El proyecto incluye 5.083 módulos solares bifaciales, considerados el futuro de la industria de renovables no convencionales. Estos paneles permiten producir energía desde ambos lados, aumentando hasta en un 25 % la generación de energía total, que será de 4.209 MWh/año.

La Granja Solar Uninorte se encuentra en etapa de alistamiento y finalización de aspectos técnicos y de diseño. Su construcción iniciará en enero de 2024, con la meta de empezar a generar energía de manera progresiva para el segundo semestre de ese mismo año, luego de la instalación, conexión y sincronización con la red pública de energía.

De este modo, Promigas y Uninorte evitarán la emisión de 2.121 toneladas equivalentes de CO2 al año, convirtiéndose en el campus universitario con la granja solar fotovoltaica más grande del país.

Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas, destacó que esta alianza estratégica con la Universidad del Norte va más allá de la instalación de un sistema energético particular, en términos de disponibilidad, confiabilidad, costo-eficiencia y sostenibilidad de la energía, pues también incluye un componente de innovación e investigación.

“Dentro de esta granja solar, no solamente se van a resolver las necesidades energéticas de la universidad, sino que reservamos un espacio para adelantar investigación asociado a la energía solar y todos los desafíos que implica. Dejamos una sección para que los estudiantes investiguen y desarrollen conocimientos sobre el uso y los beneficios que pueden obtener a partir de sistemas solares fotovoltaicos”, afirmó Rojas.

Por su parte, Adolfo Meisel, rector de la Universidad del Norte, se refirió al vínculo de cooperación que ha prevalecido entre ambas organizaciones, que se materializa, principalmente, a través del otorgamiento de becas a estudiantes de la universidad por parte de Promigas y de proyectos colaborativos de investigación.

“Este convenio que presentamos hoy tiene una importancia estratégica para la universidad en el campo de la innovación y la investigación. Cuando discutíamos al interior de la universidad si nos metíamos en esto, había opiniones diversas, pero siempre tuve la sensación de que esto era algo muy atractivo, porque es el futuro, y que nosotros como universidad no podíamos estar al margen del futuro y de la innovación”, indicó Meisel.

Innovación que impulsa desarrollo

La cooperación entre ambas instituciones responde a un proyecto de última tecnología y a los objetivos comunes en materia de innovación y desarrollo. Promigas es una de las 12 empresas más innovadoras en Colombia, y la Universidad del Norte es una de las 10 mejores universidades de Colombia, según QS Ranking y resultados de Saber Pro.

De acuerdo con Johanna Ramírez, directora de Servicios Energéticos y Transacciones de Energía de CEO, el proyecto expresa la voluntad y el compromiso de ambas instituciones con los Objetivos de Desarrollo Sostenible. “Nos enfocamos en dos grandes objetivos: energía accesible y no convencional, y el objetivo de acción por cambio climático”, asegura.

Para Carlos Clavijo, director de Sostenibilidad Ambiental de la universidad, “este tipo de proyectos reducen la huella de carbono de forma importante, pues dejamos de consumir una importante cantidad de energía eléctrica de la red pública”.

El desarrollo funcionará además en articulación con el Laboratorio de I+D de Hidrógeno de Promigas, y cuenta con una estación de investigación equipada con sistemas de monitoreo de producción solar en la nube, posibilitando acceso en detalle a los datos horarios de generación para el componente de investigación y desarrollo en los programas de pre y posgrado de la Universidad.

La Granja Solar Uninorte estará ubicada en los terrenos de la Universidad del Norte sobre la Carrera 53. Un espacio que en su configuración integral responderá a una apuesta institucional por el medio ambiente y la generación de nuevos conocimientos.

Opinión
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La espiral alcista de los precios de la energía

by Martín Rosas

Hay tres factores que están disparando los precios de la energía en Colombia: La inflación, el fenómeno de El Niño y el retraso en los proyectos de generación y transmisión.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

El precio de la energía en la Bolsa pasó de $374 en enero de 2023 a más de $1.000 el KWH a finales de septiembre, un incremento del 300%, y lo más preocupante, con tendencia al alza. Estas alzas de los precios en Bolsa terminarán por impactar las tarifas, dependiendo del grado de exposición de cada una de las empresas distribuidoras de la energía.

Son tres las causas fundamentales que han disparado esta espiral alcista, a saber: en primer término, la inflación, que, si bien ha venido cediendo en los últimos meses, todavía para agosto, según el DANE, el índice anualizado del IPC se situó en el 11,43% y en lo corrido de este año marcó el 7,43%. Con el agravante de que los servicios públicos, junto con el precio al alza de la gasolina son los que más han contribuido a la inflación.

En segundo lugar, tenemos los efectos del fenómeno de El Niño, que empieza a hacerse sentir, influyendo en forma determinante al aumento del precio de la energía, toda vez que los generadores hídricos han empezado a “guardar” agua en los embalses para poder afrontar los próximos meses venideros, que se espera sean de hidrología crítica, para poder cumplir con sus contratos de venta de energía a los comercializadores de la misma.

Por último, está el atraso en la ejecución de los proyectos de generación, destacándose entre ellos los parques eólicos en La Guajira, que comprometen la entrada en operación de 2.400 MW de potencia y el de Hidroituango, del cual sólo están generando 2 turbinas con 600 MW, y continúa aplazada la entrada en operación de las seis restantes, que representan 1.800 MW. También muestran atraso considerable la ejecución de los proyectos de transmisión y subtransmisión.

En estas circunstancias, resulta muy preocupante que la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), que es la responsable de la convocatoria de las subastas para la asignación de nuevos proyectos de expansión, el año pasado no abrió ninguna. Y la subasta que abrió en febrero de este año ha sido aplazada dos veces, ahora para febrero del próximo año. Y ello, en momentos en los que mientras la demanda de energía crece a un ritmo del 5%, la oferta sólo lo hace al 2.5%. Ello explica el alto grado de estrés al cual está sometido el Sistema Interconectado Nacional, presionando al alza los precios de la energía.

El caso de la región Caribe es más crítico, dado que, debido a la sobrecarga a la que está expuesta la red de transmisión de energía, a consecuencia del atraso en la ejecución de los proyectos para su robustecimiento, ha obligado a restringir la atención de la demanda.

Los 2,7 millones de usuarios de la costa vienen siendo sometidos a un racionamiento programado de energía y las térmicas que operan en la región, que debería servir sólo de respaldo, están en la base y vienen operando a full, para poder suplir la energía que de otra manera vendría desde el interior del país, de origen hídrico menos costosa.

Ello termina impactando el componente G (generación) de la fórmula tarifaria ( CU = G + T + C + D + PR + R) y, en última instancia, al usuario final vía tarifas, en mayor o menor medida, dependiendo del grado de exposición en Bolsa que tenga el respectivo operador de red, que es quien presta el servicio, en Bolsa. A mayor exposición más afectación en el monto a pagar por la factura de consumo de energía que le llega al resignado usuario final.

Peor aún, si tenemos en cuenta que el consumo de energía para agosto de este año, según la empresa XM que administra el Sistema Interconectado Nacional (SIN), ha crecido en promedio 6,23% con respecto al mismo mes del año pasado, para un acumulado de 7.005.82 GWH/mes; entre tanto, en la región Caribe ha aumentado 11.75%, consumiendo 1.978.18 GWH/mes, atribuible a las altas temperaturas de la temporada del Niño.

De modo que si al alza en las tarifas le sumamos el mayor consumo ello se reflejará en un aumento desmesurado en la factura a pagar por parte del usuario, en momentos en los que está viendo afectada su adquisitiva por cuenta de la inflación.

Ahora bien, el impacto es mayor para los usuarios de los estratos 1, 2 y 3, que son sujetos de los subsidios, debido a que estos sólo cubren un porcentaje del denominado consumo básico o de subsistencia, del 60% para el estrato 1, hasta 50% para el estrato 2 y 15% para el estrato 3, de 130 KWH/mes para los usuarios que habitan en territorios por encima de los 1.000 metros sobre el nivel del mar y 173 KWH/mes los que se sitúan por debajo de esa cota.

El mayor consumo que se viene dando, como excede este límite se debe pagar por parte de estos usuarios con tarifa plena, sin subsidio. Es más, si el mayor consumo excede en un 50% el consumo de subsistencia se pierde el derecho al subsidio, así lo prevé el artículo 114 de la Ley 1873 de 2017.

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

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