Autor: Martín Rosas

Hidrógeno
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Evolución del hidrógeno en América Latina y el Caribe en 2023

by Martín Rosas

El hidrógeno renovable o de bajas emisiones ofrece una alternativa viable para reducir la dependencia de combustibles fósiles en diversos sectores económicos y es particularmente útil en sectores difíciles de electrificar.

En los últimos años, muchos países de América Latina y el Caribe (ALC) han determinado la inclusión de tecnologías limpias o bajas en carbono, aprovechando su abundancia en recursos naturales y alineándose con la transición energética sostenible. 

Esto lo respaldan entidades como la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), que estimó que en 2022 el 59% de la generación de energía eléctrica en la región provenía de estas fuentes renovables y que su potencial de crecimiento es dado por la implementación de proyectos de energía solar, eólica y geotérmica. Aprovechando este potencial, algunos países en la región han comenzado a dar sus primeros pasos hacia la industria del hidrógeno renovable. 

El hidrógeno renovable o de bajas emisiones ofrece una alternativa viable para reducir la dependencia de combustibles fósiles en diversos sectores económicos y es particularmente útil en sectores difíciles de electrificar, a menudo referidos como “hard-to-abate-sectors”, como la industria naval, la siderurgia y la producción de fertilizantes y explosivos para la minería, entre otros. 

Reconociendo esta importante oportunidad de mercado para la región y sus economías nacionales, varios gobiernos en la región, como Chile, Colombia, Uruguay y Brasil, están comenzando a integrar esta tecnología en sus políticas nacionales de energía y objetivos de reducción de emisiones de GEI.

Teniendo en cuenta este contexto, ¿qué avances específicos y cruciales se han visto en lo corrido del año? y ¿qué se puede esperar con miras al liderazgo global de la región hacia el 2030? 

Hans Kulenkampff, head de Hinicio Latinoamérica, asegura que el mercado del hidrógeno a nivel regional está ganando un impulso significativo en cuanto al desarrollo de proyectos, estrategias de inversión y políticas públicas, que se ha visto intensificado desde 2022.

“En nuestras mediciones hechas a través del H2LAC Index en los últimos tres años, hemos visto que países como Chile y Colombia han consolidado su primera etapa de desarrollo,gracias a la formulación de hojas de ruta nacionales, la aparición de diversos estudios públicos técnicos, de mercado y de regulación, una legislación pionera en la región, una voluntad política por llegar a acuerdos internacionales y un ecosistema floreciente de asociaciones y eventos, entre otros. , que promueven tanto la inversión como la participación directa del sector privado en el desarrollo y concreción de proyectos industriales”, dice Kulenkampff.

Índice H2LAC 2023. Resultados preeliminares – Fuente: Hinicio & NewEnergy

Sin embargo, se está empezando a notar una ralentización relativa a otras naciones o geografías (sobre todo el hemisferio norte) ante la falta de incentivos y/o mecanismos financieros claros, la volatilidad de la política local, las dificultades para sortear la tramitación de permisos ambientales y sectoriales, la alta dependencia de off-takers internacionales quienes a su vez dependen de decisiones gubernamentales aun no reglamentadas para la importación, y la privación de un desarrollo homogéneo en los distintos eslabones de la cadena de valor del hidrógeno.

También, el 2023 ha demostrado ser un año clave para grandes economías como la de Brasil o economías consolidades como la de Uruguay, países que avanzan de forma independiente, demostrando capacidades de liderazgo en una segunda etapa de implementación de proyectos. 

Todo esto sugiere que al 2030 es factible que ciertos países latinoamericanos logren posicionarse como punto focal para el mercado internacional, aprovechando las grandes cuotas de mercado global, mientras que otros contribuyen a este mercado a través de iniciativas privadas multinacionales y acuerdos de cooperación regional.

En términos de producción para suplir los mercados futuros, ¿cómo evoluciona el desarrollo de proyectos y cuál podría ser su impacto en los próximos años?

Juan Pablo Zúñiga, country Manager de Hinicio Colombia,asegura que el desarrollo de proyectos Power-to-X, orientados a la conversión de energía renovable en hidrógeno o derivados, ha experimentado un importante avance en América Latina y el Caribe a diferencia de hace cinco años cuando solo existían pocos proyectos piloto en la región. 

Así mismo, 2023 parece ser un año prometedor para países como Colombia, Chile y Brasil. Estos desarrollos, sin embargo, no están exentos de desafíos. En algunos casos, algunos proyectos pueden no llegar a la etapa final de decisión de inversión (FID), por eso es crucial apoyar los proyectos que tienen un impacto social positivo y trabajar en aspectos de certificación, financiamiento y diseño. 

“Un aspecto importante para el desarrollo de estos proyectos es la creación de infraestructuras de uso común (CUI) en lugares de alto potencial. Por ejemplo, en Brasil y Chile, se está trabajando en el desarrollo de hubs. Sin embargo, la implementación de estas infraestructuras presenta retos, razón por la cual desde Hinicio trabajamos en el desarrollo de gobernanzas que permitan a las CUI satisfacer de manera efectiva los requisitos de los distintos modelos de negocio, minimizando el impacto ambiental y comunitario”, dice Zúñiga. 

El diálogo y la cooperación entre todos los actores involucrados son fundamentales para avanzar en estos temas.“ Todos queremos combatir la crisis climática, pero el desafío no es simple, ya que debemos hacerlo protegiendo al mismo tiempo la biodiversidad y agregando valor en el territorio. Esto debe ser apoyado por una buena planificación pública, considerando temas de ordenamiento territorial y evaluación ambiental estratégica”, agrega. 

¿Qué pasa en el ecosistema?

Hinicio percibe que, si bien es cierto que durante 2023 se ha generado mayor interés en la creación de asociaciones de hidrógeno a nivel local y regional, como la Asociación Ecuatoriana de Hidrógeno (H2 Ecuador), la Asociación Gremial de Productores de Hidrógeno Verde y sus Derivados de Magallanes (H2V Magallanes AG), la Asociación de Energías Nuevas y del Hidrógeno del Caribe en Colombia, o el Pacto Brasileiro pelo Hidrogênio Renovável , el crecimiento del ecosistema se ha visto marcado mayoritariamente por la organización de eventos enfocados a esta tecnología y sus derivados. 

En la primera parte del año se llevaron a cabo más de 30 eventos sobre hidrógeno, que varían entre congresos, webinars, seminarios y ferias, entre otros, los cuales han estimulado el crecimiento de este mercado.

Por ejemplo, en Colombia se realizó el 2° Congreso Internacional de Hidrógeno, en Brasil el 3er Congreso Anual de Hidrógeno para América Latina y el Caribe H2LAC, y en Chile el HyVolution 2023; todos enfocados en el hidrógeno bajo el contexto regional, y ligados a los tres países que a la fecha lideran el mercado de América Latina y el Caribe.

Encuentros en los que se han dado a conocer anuncios importantes como la creación de la Hydrogen International Trade Organizationen Panamá, (que se espera su lanzamiento oficial en la COP 28), el interés en crear un esquema de certificación de hidrógeno regional, el potencial de Brasil para convertirse en el mercado más atractivo de la región, el futuro lanzamiento de la Hoja de Ruta de Hidrógeno de Bolivia y la importancia de avanzar en marcos regulatorios habilitantes para la industria en las distintas economías de la región.

Entendiendo lo importante de la legislación, ¿cuáles han sido los avances más importantes con respecto a los marcos regulatorios?

Entre las noticias más relevantes en lo que va de 2023, el Ministerio de Energía y Minas de Perú presentó al Congreso un proyecto de ley para posibilitar el despliegue de nuevas tecnologías para la producción de hidrógeno renovable. En Colombia fue aprobado el primer debate del proyecto de Ley de Hidrógeno, y en Argentina se presentó el proyecto de Ley de Promoción del Hidrógeno.

En cuanto a avances en hojas de ruta y/o estrategias nacionales para una economía de hidrógeno, el estado de Río Grande do Sul en Brasil lanzó su estrategia regional de hidrógeno verde, y los gobiernos de Chile y Perú lanzaron una hoja de ruta conjunta para el hidrogeno verde en la minería. 

Igualmente, la Secretaría Nacional de Energía (SNE) de Panamá inició una consulta pública que busca robustecer su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y Derivados publicada a inicios de 2022. También, la Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH2) presentó una propuesta de hoja de ruta para el hidrógeno verde, que al igual a la presentada por H2 Perú en 2022, contiene lineamientos y recomendaciones para la elaboración de una estrategia nacional de hidrógeno.

En cuanto a la certificación de hidrógeno y sus derivados, la experta Nuria Hartmann, Manager Strategy Consulting en Hinicio Chile, dice que “la certificación de hidrógeno y derivados en América Latina y el Caribe está siendo considerada y discutida por gobiernos en varios países y también a nivel regional. Existe una tendencia hacia querer esfuerzos alineados en esta materia y evitar que cada país avance con un esquema propio para facilitar el desarrollo de un mercado integrado en LAC y una futura comercialización dentro de la región” .

Fuente: Hinicio

GNL
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Declaran desierta la convocatoria para la regasificadora del Pacífico

by Martín Rosas

En un ‘paquete chileno’ resultó la única propuesta que se había presentado para la convocatoria de la construcción de la regasificadora del Pacífico y el gasoducto entre Buenaventura y Yumbo.

En una extensa Resolución, el 28 de agosto la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) declaró desierta la Convocatoria Pública UPME GN 001-2022, cuyo objeto era la “selección de un inversionista para la prestación del servicio de almacenamiento de GNL, regasificación, transporte de gas natural y servicios asociados de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico” y a la que se había presentado un solo proponente, luego de varias prorrogas, en las que, según la entidad, se habían tenido en cuenta las recomendaciones de los posibles oferentes.

La entidad detalló que una vez revisados los documentos contentivos del sobre No. 1 allegados por el “Consorcio Buenavegas – Planta de Regasificación”, la UPME encontró “que no se trata de una verdadera propuesta, que cumpla con los requisitos legales mencionados, y que sea susceptible de subsanación, y menos aún de adjudicación, sino que, en el mejor de los escenarios, se trata de una mera manifestación de interés en participar en una convocatoria futura, siempre que la UPME acceda a hacer las modificaciones a los DSI solicitadas; manifestación que además carece del requisito de legitimación para hacerse, dado que es realizada por una persona natural, en nombre de un Consorcio inexistente que se registró como supuesto “proponente”.

En consecuencia, se desprende que la propuesta presentada carece de seriedad y adolece de varios inconsistencias. “Este galimatías jurídico, cuyo único efecto fue desgastar a la administración en la revisión de unos documentos que no pueden considerarse una Propuesta, se evidencia en el contenido del sobre 1, presentado por el supuesto proponente”, añade la entidad.

Lo que la UPME halló en el sobre fue una comunicación suscrita por el señor Mauricio Gómez Machado, representante legal de la firma Consultoría Regulatoria S.A.S. (cuya participación en el supuesto Consorcio proponente desconoce la UPME), que más allá de no ajustarse al Formulario No. 1, establecido en los DSI, finaliza con el siguiente párrafo:

“Como es de su conocimiento, Consultoría Regulatoria S.A.S está interesada en participar de la convocatoria pública de la infraestructura de importación del Pacífico desde el 2020, sin embargo, hemos realizado diferentes observaciones a los Documentos de Selección del Inversionista y a la Regulación existente a fin de viabilizar nuestra participación. Si bien celebramos los cambios que se presentaron para la convocatoria de 2022, consideramos que es necesario tener en cuenta algunos de nuestros comentarios a fin de viabilizar la participación de agentes y el éxito de la convocatoria pública, los cuales remitimos anexos a esta comunicación”

Además, el señor Gómez, representante de Consultoría Regulatoria, no presentó la garantía de seriedad emitida por una entidad financiera ni el documento constitutivo del consorcio, en este caso, Beunavegas.

Así pues, la propuesta para la construcción de la planta de regasificación y el gasoducto del Pacífico colombiano terminó con un lánguido “sobre chileno.”

Opinión
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El sector eléctrico en ascuas

by Martín Rosas

En medio del embrollo causado por el Decreto de emergencia económica en La Guajira, con el entrometimiento del Estado en una relación contractual consentida entre particulares, el sector eléctrico está en ascuas.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA

Entre las medidas tomadas por el Gobierno Nacional mediante el Decreto – Ley 1276, expedido al amparo de la declaratoria de la Emergencia económica, social y ecológica, está  la de que dispone que los “contratos de suministro de energía media anual a largo plazo suscritos con ocasión de las subastas asociados a proyectos ubicados en el departamento de La Guajira, se modificarán en el sentido de suspender temporalmente la obligación de suministro de energía hasta que entre en operación el proyecto de generación objeto del contrato y como plazo máximo hasta el 22 de julio de 2025”.

Como es bien sabido estos proyectos acusan un notorio retraso en el cronograma de su ejecución, sólo 2 de ellos avanzan de conformidad con el mismo. Según el Decreto en mención, “esto pone en riesgo la subsistencia de las familias y sus niños por la falta de oportunidades que implica la pérdida de demanda de bienes, servicios y empleo que resultan del desarrollo de los proyectos de transición energética en la región”.

Se dice, además, que el retraso de estos proyectos trae consigo “el aumento de las situaciones de conflictividad social en las regiones con vocación extractiva”, cuando en este caso es al revés, son las “situaciones de conflictividad social” mal gestionadas por parte de los gobiernos anteriores y este, la que ha retrasado la marcha de los mismos. No se puede, entonces confundir la causa con el efecto.

Es cuestionable que “para hacerle frente a esta situación se requieren medidas dirigidas a aliviar, mediante la suspensión de contratos de suministro de energía para generadores de FNCER en el departamento de La Guajira”. Sí, se trata de “aliviar” a una de las partes de un contrato bilateral, a los generadores, a expensas de la otra, los comercializadores.

Ello ha sido muy controvertido, porque al llevarse de calle la seguridad jurídica inmanente a toda relación contractual entre particulares, como en este caso, de acuerdo con el artículo 868 del Código de Comercio, la parte afectada podrá interponer una demanda de restablecimiento del equilibrio económico alterado por la intromisión del Estado en una clara extralimitación de sus funciones y competencias, al terciar a favor de una de las partes, los generadores.

Y si prospera esta acción legal ante los tribunales, podría derivar, según lo prevé el artículo 90 de la Constitución Política, en que el Estado responda patrimonialmente “por los daños antijurídicos que le sean imputables, causados” a las empresas comercializadoras.

Además, con esta medida que, según el Gobierno, busca “legitimar la intervención del Estado en estos contratos para suspender temporalmente la obligación de suministro de energía hasta que entre en operación el proyecto de generación objeto del contrato”, contraviene lo estipulado en el artículo 1602 del Código Civil en el sentido que “los contratos son ley para las partes”. 

Será, entonces, la Corte Constitucional la que tendrá la última palabra con respecto a la constitucionalidad y a la legalidad de la misma. En medio de semejante embrollo, armado por el entrometimiento del Estado en una relación contractual consentida entre particulares, el sector eléctrico está en ascuas.

Es la propia asociación de energías renovables – SER Colombia que las representa, la que al reaccionar frente a esta medida se pronunció en los siguientes términos: “reconocemos la buena intención del Gobierno. Quizá si no se hubiesen tomado esta medidas no tendrían un buen futuro algunos proyectos. Es una situación coyuntural y puntual, pero la prioridad es el respeto al mercado y a la estabilidad jurídica”.

Ante semejante dislate, XM, pese a sus reservas y reparos a esta medida, no tuvo otra opción que darle cumplimiento, pues al fin y al cabo como dice el aforismo “dura lex, sed lex” y dicho Decreto tiene fuerza de Ley. XM, entonces, terminó disponiendo “suspender temporalmente las obligaciones de suministro de energía” y de contera “las garantías de cumplimiento actuales no son exigibles”.

La consecuencia inmediata es que las comercializadoras tendrán que salir a adquirir la energía contratada en la Bolsa, quedando ahora más expuestas a los altos precios a los que se cotiza la energía (por encima de los ya pactados con las empresas generadoras) a consecuencia tanto del estrés a que está sometido el SIN por el atraso de la ejecución de los proyectos como por la llegada del fenómeno de El Niño.

Se estima que por cada $100 que sube el precio en Bolsa impacta la tarifa al usuario final entre 1 y 2%. Y según cifras de XM, mientras el precio promedio del KWH en los contratos para abril de este año era de $281.09, el precio en Bolsa para junio alcanzó los $469.55.

Según el director de ASOCODIS José Camilo Manzur, “hoy el precio de la energía en Bolsa puede estar 2,5 veces por encima del precio al que se adjudicaron las subastas”. Y este mayor precio repercutirá, según la experta Carmenza Chahín, en un incremento promedio de la tarifa del 5%.

Los usuarios de La Guajira que, según los considerandos del Decreto in comento, supuestamente se busca favorecer, no escapa a esta escalada alcista de las tarifas, que puede ser del orden del 7%. 

Según Manzur, el efecto de esta medida le significará a los usuarios, que son los paganinis, sobrecostos del orden de los $170.000 millones mensuales hasta diciembre de este año.

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

GLP
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Control de precios al GLP, la pésima experiencia de México

by Martín Rosas

De como políticas populistas tomadas por los gobiernos pueden dar al traste con la prestación de los servicios públicos en América Latina.

México es el ejemplo de cómo un caso de éxito se puede transformar rápidamente en un fracaso.

Desde mediados de la década pasada el país azteca optó por eliminar el monopolio que Petróleos Mexicanos (Pemex) tenía sobre el mercado del gas licuado del petróleo (GLP), y darle paso a la liberación de los precios, las importaciones y el mercado, como unas primeras medidas que potencializaron el sector, que pasó en su mayor proporción a ser manejado por el sector privado. Hoy, el país se surte de GLP en un 33% de la estatal petrolera y en un 67% de las importaciones.

Así, la empresa privada logró consolidar este sector energético y convertir al mercado mexicano del GLP en el más grande de América Latina. De los 130 millones de habitantes de México, 100 millones consumen GLP en el sector domiciliario, frente a 17 millones que cocinan con gas natural y 13 millones que aún lo hacen con leña. Además, en AutoGLP, México ocupa el primer lugar en el subcontinente y el séptimo en el mundo, con 407.000 vehículos y 2.080 estaciones de carga (cifras de 2021).

Una idea del tamaño del mercado mexicano del GLP es que al mes consume 710 mil toneladas; es decir, lo que Colombia consume en un año.

Pero la historia comenzó a tomar un giro inesperado a mediados de 2021, cuando a raíz de la subida de los precios internacionales del combustible el gobierno mexicano tomó la decisión de intervenir los precios para que estos no superaran la inflación.

Recordemos que en ese año el mundo comenzaba a salir de la pandemia de la Covid-19, y en consecuencia la economía global inició su reactivación y la demanda de Asia, especialmente de China que para ese entonces había terminado la construcción de grandes plantas petroquímicas, requirieron mayor cantidad de producto, lo que desencadenó la escalada de precios.

Si bien la medida populista tomada de manera apresurada y sin consultar la información real del mercado en México, fue en un comienzo una melodía para los oídos de los consumidores, los efectos en el mercado fueron desastrosos.  

“En consecuencia, hubo una afectación muy grave en el mercado, porque el margen comercial fue durante muchos meses insuficiente para cubrir los costos de las operaciones y las empresas salían a vender perdiendo, lo que puso en riesgo no solo el abasto del producto sino la seguridad”, dice Carlos Serrano, presidente Ejecutivo de la Asociación Mexicana de Distribuidores de Gas Licuado y Empresas Conexas (Amexgas) y quien fuera uno de los conferencistas del pasado Quinto Congreso de Gasnova, realizado en agosto en Bogotá.

Las consecuencias de la pérdida de rentabilidad fueron, en primer lugar, que se redujeron las inversiones en expansiones y mantenimientos, al tiempo que se redujo el cubrimiento geográfico, se despidieron miles de trabajadores, salieron de operación cientos de carrotanques, se cerraron estaciones de servicio, se bajaron los niveles de servicio y se disparó el robo de GLP a Pemex.

“Afortunadamente, tuvimos un dialogo con las autoridades, donde les expusimos estudios bien fundamentados de los costos de operación, de conversión y reinversión, y análisis del retorno de la inversión aceptables internacionalmente, y eso sirvió en gran medida para que se fuera corrigiendo y mejorando el margen comercial otorgado. Todavía no estamos en el momento que consideramos adecuado para darle una viabilidad y un desarrollo sustentable a la industria, pero ya está en un punto que permite operar”, señala Serrano.

Como lo recalca siempre el analista especializado Adrián Calcaneo, en el sector del GLP, América Latina es un tomador de los precios internacionales, luego es una variable que no controlan los países de la región. En ese sentido, intervenir los precios internos es una de las peores medidas que pueden tomar los gobierno, como lo acaba de demostrar el caso mexicano.  

Vehicular
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Xiaomi producirá carros eléctricos en 2024

by Martín Rosas

La compañía de telecomunicaciones necesita todavía la aprobación del Ministerio de Industria e Información, pero su división de coches cero emisiones está cada vez más cerca.

Por: KARAM EL SHENAWY*

La conexión entre el mundo de las telecomunicaciones y el del automóvil es cada vez más fuerte. Muchas son las empresas dedicadas a la telefonía móvil que han empezado a mezclarse con fabricantes de vehículose incluso algunas han decidido emprender el camino por sí mismas y lanzar sus propios modelos de cuatro ruedas.

Sin embargo, mientras que compañías como Sony o Apple, por citar algunas de las más relevantes, ya han presentado algunos de sus futuros modelos, otras como Xiaomi han tenido más trabas.

Y es que el fabricante chino especializado en smartphones lleva dos años esperando a que el gobierno de su país le dé el visto bueno a la creación de una división de coches cero emisiones. Un hecho que cada vez está más cerca hasta el punto que en 2024 se podría ver el primer modelo fabricado por Xiaomi.

Demasiados filtros

Para que un fabricante como Xiaomi pueda tener luz verde para desarrollar una división de coches eléctricos como la que anunció hace dos años, es necesario que la Comisión Nacional de Reforma y Desarrollo de China lo haga factible. Y es que la NDRC es la encargada de regular las nuevas inversiones en la industria automotrizexaminando cada propuesta para descartar proyectos que en una primera instancia tengan poco futuro, un hecho que en los últimos tiempos está siendo más habitual dado el excedente de vehículos eléctricos y la menor demanda.

Ahora bien, con esta barrera sorteada, ahora tiene que pasar otro filtro, este más severo todavía: el del MIIT, el del Ministerio de Industria y Tecnología de la Información.

Gracias a él hemos conocido futuros modelos, antes incluso de que se presenten pues allí se revisan todos y cada uno de los coches nuevos para asegurarse que cumplan con los estándares de seguridad y tecnología, publicándose un informe detallado con imágenes de cada uno.

El objetivo de Xiaomi es invertir 10.000 millones de dólares durante la próxima década para desarrollar sus futuros vehículos eléctricos. Parte de esa inversión se ha destinado a la nueva fábrica en Beijing, donde se tiene previsto producir 200.000 vehículos eléctricos cada año una vez hayan alcanzado la velocidad de crucero.

Con todo y la espera de que reciba la validación de las autoridades chinas, según Reuters, Xiaomi tendría ya todo listo para producir coches eléctricos en 2024 aunque a la mitad de ritmo, es decir, 100.000 unidades en su primer año de funcionamiento, siendo el MS11 el primero de una larga lista.

*Tomado de elperiodicodelaenergia.com

Sostenibilidad
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Hitachi y Google combinan experiencias para iniciativas de sostenibilidad

by Martín Rosas

Hitachi Energy, líder mundial en tecnología y Google Cloud firmaron un acuerdo estratégico para colaborar y cocrear múltiples productos y servicios de software en la nube diseñados para apoyar la transición energética global.

El lanzamiento de Velocity Suite Power Prices marca el primer hito en la colaboración entre Google Cloud e Hitachi Energy y demuestra cómo las organizaciones abordarán conjuntamente las crecientes necesidades del mercado y de los clientes de soluciones basadas en la nube que impulsen la transición energética.

Desarrolladores globales, operadores de generación renovable y sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), así como generadores tradicionales, comerciantes y participantes del mercado energético pueden utilizar los datos de Velocity Suite Power Prices para tomar mejores y más rápidas decisiones sobre proyectos e inversiones energéticas en Norteamérica. 

Velocity Suite Power Prices, derivada de la aplicación Velocity Suite de Hitachi Energy, es una nueva aplicación basada en API que ofrece un fácil acceso al mercado energético norteamericano. Informa, guía y acelera la planificación y los análisis de ingresos para la transformación de la red y los proyectos de energía renovable. La potencia informática de la tecnología de Google Cloud es fundamental para automatizar y consolidar el amplio conjunto de datos de Velocity Suite Power Prices.  

«Los datos y el análisis están en el centro de la transición energética y desempeñan un papel fundamental en la evolución de la red», dijo Massimo Danieli, Managing Director, Grid Automation de Hitachi Energy. «Nuestros clientes de todo el mundo nos han pedido soluciones que les ayuden a alcanzar objetivos de sostenibilidad y resultados empresariales a gran velocidad y escala. El suministro de Velocity Suite Power Prices a través de nuestra asociación con Google Cloud ayuda a los clientes globales a acelerar la toma de decisiones, optimizar las inversiones y transformar digitalmente sus propios negocios.» 

«Al ofrecer Velocity Suite en Google Cloud, Hitachi Energy permite a los clientes implementar su plataforma en una infraestructura sostenible y de confianza, y les ayuda a utilizar mejor las cantidades masivas de datos que se generan en el proceso de convertirse en empresas más rentables y sostenibles», dijo Roi Tavor, director General de Google Cloud.

«La sostenibilidad es un factor impulsor detrás de las transformaciones digitales de muchas organizaciones, y estamos orgullosos de asociarnos con Hitachi Energy para ayudar a las empresas globales a operar de manera responsable y sostenible”, concluyó Tavor. 

Industria
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Industria petrolera comienza a resentirse

by Martín Rosas

Campetrol alerta por la disminución del 27% en la actividad de taladros de perforación entre enero y junio de 2023, así como una contracción del 0,1% del PIB del sector de extracción de petróleo y gas natural, respecto al segundo semestre del 2022.

De acuerdo con el Balance Petrolero realizado por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), de enero a junio de 2023 se ha observado una reducción de 27,3% (15 equipos menos) en la actividad de los taladros de perforación, correspondiente a una pérdida cercana a 9.750 empleos (1.500 directos y 8.250 indirectos)[i]; así como una reducción de 10,6% (10 equipos menos) en la actividad de taladros de reacondicionamiento, representando una pérdida cercana a 3.250 empleos (500 directos y 2.750 indirectos).

Esto significó una reducción de 16,8% en la actividad total de taladros, pasando de 149 a 124 (25 equipos menos), y una pérdida total de mano de obra cercana a los 13 mil empleos (dos mil directos y 11 mil indirectos) en el territorio nacional.

Estos resultados del primer semestre de 2023 se dieron con un precio Brent promedio de $79,8 dólares el barril (USD/Bl), cayendo un 25,4% respecto al mismo periodo del 2022, mientras que la TRM registró un promedio de $4.596 pesos por dólar, lo que significó una depreciación del 17,4% respecto al primer semestre de 2022.

En este sentido, la economía colombiana recibió recursos por la actividad del sector de hidrocarburos por alrededor de 44,3 billones de pesos en el primer semestre de 2023 contra cerca de 51,4 billones de pesos en el mismo periodo de 2022. Esta caída cercana a los 7,2 billones de pesos se dio por la disminución en el precio del crudo, ante una mayor producción y tasa de cambio.

Durante el periodo, la producción de petróleo fue de 773.300 barriles por día (BPPD), un 3,4% superior frente al primer semestre de 2022. La producción comercializada de gas se ubicó en 1.056 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) en promedio, una disminución anual de 2,4% (25,8 MPCD).

Asimismo, se reportaron 420.000 BPPD en el promedio de carga a refinerías, 74.900 BPPD (21,7%) más respecto al mismo periodo de 2022. Puntualmente, en el segundo trimestre de 2023, el segmento de refinación presentó un récord histórico de 428.000 BPPD, un incremento del 17,1% respecto al mismo periodo de 2022 (62.500 BPPD más) y un aumento del 3,8% respecto al primer trimestre de 2023 (15.700 BPPD más). Este crecimiento se debió a las obras de conexión de plantas de la Refinería de Cartagena.

Frente a la contratación de mano de obra, en el primer semestre de 2023, se registró un total de 90.836 trabajadores con dedicación exclusiva a las actividades contratadas por el Grupo Ecopetrol. De la mano de obra calificada, el 65% estuvo representado por mano de obra local y la mano de obra no calificada fue en su totalidad local.

El sector de extracción de petróleo crudo y gas naturaltuvo un crecimiento económico anual del 3,1% al compararlo con el mismo periodo de 2022, y una contracción del 0,1% respecto al segundo semestre de 2022. Durante el segundo trimestre de 2023, el crecimiento económico evidenciado por el sector de extracción de petróleo crudo y gas natural fue de 3,2%, lo cual implicó 0,2 puntos porcentuales adicionales comparado con el primer trimestre de 2023, y 2,3 puntos porcentuales menos comparado con el mismo periodo en 2022.

Adicionalmente, como resultado de la disminución de la actividad, según la ANH, el recaudo de regalías liquidadas por la explotación de hidrocarburos en el primer trimestre de 2023 (último dato disponible) fue de 2,3 billones de pesos, suma que representó un 8,7% menos comparado con el mismo trimestre de 2022.

“Incrementar la producción de hidrocarburos se convierte en un reto estratégico para el país. Hacemos un llamado al sector público, privado y a las comunidades, a aunar esfuerzos en pro de este objetivo, en donde incentivar la generación de nuevos proyectos de producción incremental, repensar los planes de desarrollo de los campos maduros con incentivos para viabilizar los económicos de los proyectos, junto con brindar garantías de estabilidad operacional, jurídica y de seguridad, se vuelve un tema cada vez más importante si se busca mantener la estabilidad económica del país, apalancada en este sector, que trabaja en paralelo con la transición energética justa y ordenada que necesitamos como país”, afirmó Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de Campetrol.

Industria
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Promigas presentó resultados positivos al cierre del primer semestre de 2023

by Martín Rosas

A junio de 2023, el Grupo Promigas tuvo una utilidad neta $0,5 billones, un Ebitda de $1,1 billones e ingresos por $3,1 billones.

Al 30 de junio de 2023, Promigas y sus filiales conectaron al servicio de gas natural y electricidad 219.115 nuevos usuarios, beneficiando a más de 788 mil personas. De estos, el 79% correspondieron a hogares de estratos 1, 2 y 3.

En la parte financiera, durante el primer semestre del año la utilidad neta del grupo empresarial a nivel consolidado supera lo esperado para los periodos analizados. Se destaca una sobre ejecución del 13% (+$59.439 millones), la cual cerró en $0,5 billones, como resultado de la ejecución responsable de los Costos y Gastos y registro de indemnización de Promioriente por $74.354 millones. Asimismo, el control de los Costos y Gastos de AOM, permitieron lograr un EBITDA superior, alcanzando los $1,1 billones con una ejecución presupuestal del 106% (+$55.548 millones).

Los ingresos consolidados fueron de $3,1 billones, correspondiente a una ejecución presupuestal del 96% (-$125.752 millones). La subejecución se debió principalmente a que en el presupuesto se esperaba que el Fenómeno del Niño iniciara antes de lo previsto y con una intensidad mayor, generando ingresos por despacho de las plantas térmicas de la Costa Atlántica en este periodo.

A nivel individual, Promigas reportó una utilidad neta de $0,5 billones, un EBITDA de $0,7 billones y unos ingresos de $0,5 billones, correspondientes a una ejecución presupuestal del 113% (+$58.069 millones), 111% (+$68.241 millones) y 94% (-$29.571 millones), respectivamente.

De acuerdo con la empresa, “estos resultados son evidencia de la disciplina que nos caracteriza, no solo en la preparación del presupuesto Base Cero -que elimina aspectos inherentes a periodos previos- sino también en el cumplimiento de los planes y programas, plasmados en el mismo. Sin descuidar los efectos de algunos eventos del año anterior, cuidamos minuciosamente la ejecución del presupuesto para cumplir con las expectativas de nuestros inversionistas.”

En el negocio de financiación no bancaria, a través de Brilla se otorgaron más de 240 mil nuevos créditos por $592 mil millones en el primer semestre. El 95% de estos créditos fue tomado por personas de estratos 1, 2 y 3.

“Por otro lado, estamos cumpliendo con las metas trazadas en nuestra ruta hacia la descarbonización a través de un plan sólido, estructurado y medible para ratificar nuestro compromiso con “Net Zero” a 2040 y a reducir en un 50% las emisiones a 2028. Al cierre del primer semestre, el abatimiento fue de 3.904 TonCO2e, gracias al buen desempeño de las siguientes variables: detección y control de fugas, gestión de abastecimiento energético, consumo de gas en TEA y manejo de venteos”, informó la empresa.

GLP
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GASNOVA pide $400.000 millones para subsidios del GLP 

by Martín Rosas

Para el gremio es urgente disminuir la brecha existente en el país en materia de acceso a combustibles limpios.

“Con el objetivo de evitar que se amplíe la brecha de pobreza energética en Colombia, desde GASNOVA estamos impulsando ante el Gobierno Nacional la asignación de 400.000 millones de pesos anuales, del presupuesto general de la Nación, para destinar subsidios al consumo de subsistencia de GLP en los estratos 1 y 2 en todo el país”, señaló Alejandro Martínez Villegas, presidente de la Asociación Colombiana del GLP (GASNOVA).

El anuncio lo hizo Martínez durante la instalación del 5º Congreso Internacional del GLP – GASNOVA “Energía limpia hoy y mañana”, que se realiza en Bogotá.

Hay que señalar que el monto de los subsidios para el GLP en 2023 es de 64.173 millones de pesos, en el llamado Plan Piloto, mediante el cual se otorgan subsidios a los estratos 1 y 2, en 6 departamentos del país: Nariño, Putumayo, macizo colombiano (Cauca), Caquetá, San Andrés Islas y Vaupés.

“Esta asignación, que es muy inferior a la que tienen hoy todos los demás servicios públicos, es indispensable para garantizarle a la población más necesitada una opción energética asequible e inmediata”, aclaró Martínez, y argumentó que de ampliarse los subsidios a todo el país permitirá a los hogares más vulnerables usar un combustible limpio para cocción, evitar la deforestación y disminuir los efectos adversos sobre su salud respiratoria.

Otras medidas

El dirigente gremial también llamó la atención del gobierno para que se tomen medidas en señales económicas y regulación para asegurar las inversiones y la continuidad del servicio.  

“Queremos llamar, de manera especial, la atención de los tomadores de decisión del sector energético colombiano, para que nos ayuden a tomar medidas que estimulen las inversiones que requiere el mercado y así asegurar el abastecimiento y continuidad en el suministro del GLP en el país”, reiteró Martínez Villegas. 

Para el presidente de GASNOVA es importante que se estudie la duración de los contratos de suministro con Ecopetrol, para que puedan tener al menos un año de vigencia, así mismo que los precios regulados de suministro no varíen mensualmente, sino solamente tres veces al año. 

Frente al proyectado escenario de importaciones, manifestó que es necesario tomar medidas que remuneren las inversiones en la infraestructura y del almacenamiento que se requieren.

“Las lecciones del suroccidente del país, con las contingencias de las carreteras y los bloqueos, muestran la urgente necesidad de tomar estas decisiones estructurales. Hacia el futuro hay que pensar en la infraestructura de almacenamiento pero también que bajen las tarifas de poliductos”, puntualizó el presidente de GASNOVA.

“El GLP, como combustible de transición, ocupa un lugar importante en la canasta energética nacional, como una opción viable de energía no sólo para la cocción de alimentos, sino también para la generación de energía eléctrica en zonas no interconectadas y como combustible para los sectores automotor y náutico (AutoGLP y NautiGLP)”, concluyó Martínez.

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Parque Solar Fundación, de Enel Green Power, inicia pruebas

by Martín Rosas

Con el 30% de los paneles solares del proyecto instalados, el parque Solar Fundación comienza su etapa de pruebas con la inyección del primer kilovatio hora al Sistema Interconectado Nacional.

El Parque Solar Fundación, ubicado en el departamento de Magdalena y que cuenta con un avance constructivo cercano al 65%, hizo entrega oficial del primer kilovatio hora (kWh) de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Con este hito, Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, energizó la subestación elevadora Caraballo de 110 kV y dio inicio al periodo de pruebas del proyecto, uno de los pasos previos para alcanzar su entrada en operación comercial.

El proyecto cuenta con una inversión cercana a los $109 millones de dólares, y contempla la instalación de más de 244.800 paneles solares en un terreno de 237 hectáreas. Este parque solar, uno de los 11 proyectos adjudicados en la tercera subasta de contratos de largo plazo convocada por el Ministerio de Minas y Energía en 2021, permitirá suplir las necesidades energéticas de cerca de 380 mil personas.

Con la generación de más de 1.500 empleos con el Parque Solar Fundación, Enel Green Power, habilita el progreso con energía sostenible y aporta al desarrollo social, ambiental y económico del territorio.

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