Autor: Martín Rosas

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.

Alternativos
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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.

Industria
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Sanciones por más de 4.700 millones a empresas de energía y gas

by Martín Rosas

Las sanciones fueron impuestas por la Superservicios por incumplimiento de los prestadores a la regulación expedida por la CREG en aspectos comerciales, de facturación y seguridad, que afectaron a usuarios en todo el territorio Nacional en 2020, año de la pandemia de la Covid-19.  

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) impuso multas por $ 4.711.874.314 a 7 empresas de energía eléctrica y gas combustible, al comprobar incumplimientos a la regulación establecida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en aspectos comerciales, de facturación y de seguridad, entre otros, que afectaron a más de 408.000 usuarios en todo el territorio nacional.

En efecto, la Superintendencia Delegada para Energía y Gas confirmó siete sanciones, entre julio y agosto, a las empresas Centrales Eléctricas de Nariño, Enel Colombia, Empresa de Energía de Arauca, Gases del Caribe, Gases del Oriente, Gases de Occidente y Efigas, luego de resolver los recursos de reposición presentados ante la Superservicios.

En un comunicado, la Superservicios especificó las asanciones: 

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. (ENELAR)

La Empresa de Energía de Arauca fue sancionada por $1.044.568.319 debido a incumplimiento de la regulación en materia de facturación del servicio.

Enelar facturó con base en consumos promedio a varios de sus usuarios durante los meses de marzo, abril, mayo, junio, julio y agosto de 2020.  Además, durante esos mismos meses facturó a 1.826 usuarios desconociendo los periodos de facturación previstos en la normativa vigente. 

La sanción contra Enelar fue confirmada mediante la Resolución SSPD No. 20232400437805 del 4 de agosto de 2023.

CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. (Cedenar)

CEDENAR fue sancionada con $746.886.405 por incumplir la regulación del servicio público de energía eléctrica, en materia de facturación. El prestador facturó con base en consumos promedio a varios de sus usuarios, entre el 25 de abril y el 31 de mayo de 2020. Además de lo anterior, estableció el consumo a 327.161 usuarios entre marzo y mayo de 2020, sin atender la normativa vigente ni en el contrato de condiciones uniformes de la empresa.

La multa fue confirmada mediante la Resolución SSPD No. 20232400446265 del 8 de agosto de 2023.

ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P. (antes EMGESA)

Enel Colombia (antes EMGESA) fue sancionada con $700.000.000 al comprobar su incumplimiento en aspectos comerciales de la regulación del servicio público de energía eléctrica.

La empresa acumuló tres fallas por “No Envío de Lectura” entre el 25 de julio de 2019 y el 28 de enero de 2020 en una de sus fronteras comerciales. Esta decisión fue notificada a ENEL mediante la Resolución SSPD No. 20232400403065 del 21 de julio de 2023. 

ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P. (antes CODENSA)

Enel Colombia (antes Codensa) fue sancionada con $237.422.834 al comprobar que incumplió la regulación del servicio público de energía eléctrica en el país, en temas de facturación. La empresa facturó a 52.231 usuarios con base en consumos estimados durante mayo de 2020.

La confirmación de la sanción fue notificada a ENEL COLOMBIA mediante la Resolución SSPD 20232400436065 del 3 de agosto de 2023. 

GASES DEL CARIBE S.A. E.S.P.

La empresa Gases del Caribefue multada por $806.097.927por incumplimiento en dos aspectos regulatorios. El prestador no aplicó de forma inmediata la Opción Tarifaria Transitoria establecida en la Resolución CREG 048 de abril de 2020, para mitigar el impacto económico que generó la pandemia de la COVID-19 en los usuarios. Adicionalmente, facturó el servicio de gas combustible por redes a 21.704 usuarios, con base en consumos promedio durante el periodo comprendido entre el 25 de abril y el 31 de mayo de 2020. 

La decisión fue notificada a Gases del Caribemediante la Resolución SSPD No. 20232400456195 del 10 de agosto de 2023.

GASES DE OCCIDENTE S.A. E.S.P.

La empresa Gases de Occidente fue multada por $474.155.285 por no aplicar oportunamente la Opción Tarifaria Transitoria establecida en la Resolución CREG 048 de abril de 2020, que obligaba a las empresas comercializadoras del servicio de gas combustible por redes a ofrecer un alivio a sus usuarios regulados, ante el impacto económico causado por la pandemia por Covid 19. A este hecho se suma el haber facturado con base en consumos promedio a 3.742 usuarios durante mayo de 2020.

La decisión fue notificada a Gases de Occidente mediante la Resolución SSPD No. 20232400425435 del 1 de agosto de 2023.

EFIGAS GAS NATURAL S.A. E.S.P.

La empresa Efigas fue multada por$409.996.277 por incumplimiento en dos aspectos regulatorios. El prestador no aplicó de forma inmediata la Opción Tarifaria Transitoria establecida en la Resolución CREG 048 de abril de 2020, para mitigar el impacto económico que generó la pandemia del COVID-19 en los usuarios. Adicionalmente, facturó el servicio de gas combustible por redes a 1.468 usuarios, con base en consumos promedio durante mayo de 2020.

La decisión fue notificada a Efigas mediante la Resolución SSPD No. 20232400456195 del 10 de agosto de 2023. 

GASES DEL ORIENTE S.A. E.S.P.

Gases del Oriente fue sancionada con $292.747.267 por no aplicar oportunamente la Opción Tarifaria Transitoria que las empresas comercializadoras del servicio de gas combustible por redes estaban obligadas a aplicar y ofrecer a sus usuarios regulados, bajo las condiciones establecidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, para aliviar el cobro del servicio en la época de la pandemia por Covid 19. Adicionalmente, por haber facturado con base en consumos promedio a 150 usuarios en mayo de 2020.

La decisión fue notificada a Gases del Oriente a través de la Resolución SSPD No. 20232400391065 del 17 de julio de 2023.

Alternativos
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Los 10 principales proveedores de inversores fotovoltaicos acaparan el 86% del mercado

by Martín Rosas

En 2022 aumentaron los envíos mundiales de inversores fotovoltaicos a más de 330 GW.

Por: JOSÉ A. ROCA*

Los 10 principales proveedores mundiales de inversores solares fotovoltaicos (FV) representaron el 86% de la cuota de mercado en 2022, aumentando un 4% interanual desde 2021, según el último análisis de Wood Mackenzie..

La demanda fotovoltaica mundial de 201 gigavatios de corriente alterna (GWac) en 2022 contribuyó a un crecimiento interanual del 48% para los inversores fotovoltaicos.

En términos de envíos de inversores, el fuerte crecimiento en Europa, Asia Pacífico y Estados Unidos, donde el apoyo gubernamental reforzado para cumplir con los objetivos de energía limpia llevó a un total de 333 GWac de envíos globales en 2022. La industria experimentó este renovado aumento de los envíos a medida que la escasez de chips relacionada con la pandemia y otros retos de la cadena de suministro disminuían en 2022.

Los cinco principales proveedores – Huawei, Sungrow, Ginlong Solis, Growatt y GoodWe – enviaron más de 200 GWac y representaron el 71% de los envíos mundiales totales de inversores fotovoltaicos en 2022, creciendo un 8% desde 2021. Los envíos de Huawei experimentaron un aumento significativo del 83% en 2022 en comparación con 2021, mientras que los envíos de Sungrow se expandieron un 56% en el mismo período.

Huawei y Sungrow mantienen el liderazgo

Por octavo año consecutivo, Huawei y Sungrow continuaron liderando el mercado, ocupando la primera y segunda posición, respectivamente. Juntos cubrieron más del 50% del mercado mundial acumulado en 2022, al tiempo que continuaron liderando la región APAC con una cuota de mercado del 55%, frente al 46% en 2021.

Huawei ocupó la primera posición con una cuota de mercado del 29% en 2022. El segundo clasificado, Sungrow, aumentó su cuota de mercado un 23% en 2022, frente al 21% en 2021. Ginlong Solis ascendió al tercer puesto en 2022, impulsada por los envíos de la empresa en China.

Los ocho principales proveedores de 2021 mantuvieron sus posiciones en 2022, y sólo Ginlong Solis y Growatt intercambiaron la tercera y cuarta posición respecto a 2021. Aiswei y Sofarsubieron tres puestos para entrar en el ranking de los 10 primeros, ocupando la novena y décima posición respectivamente en 2022.

Asia-Pacífico lidera el mercado de inversores

La región de Asia Pacífico (APAC) ocupó el 50% del mercado mundial con un crecimiento interanual del 44% en los envíos, con un total de envíos a la región que alcanzó los 130 GWac.

China lideró el mercado con el 78% de los envíos de inversores a APAC dirigidos al país, ya que las instalaciones alcanzaron un máximo histórico. India mantuvo su posición como segundo mayor mercado de inversores en APAC en 2022, pero experimentó un descenso interanual del 25% en los envíos. Mientras que Japón superó a Australia como el tercero, con 7 GWac enviados al país, viendo un crecimiento interanual del 23%.

Europa representó el 28% del mercado mundial, con 92 GWac enviados a la región. Europa experimentó el mayor crecimiento de envíos con un aumento del 82% en 2022, tras su crecimiento interanual del 44% en 2021, ya que la región se esfuerza por lograr la neutralidad de carbono para 2050 en el marco del plan europeo Green Deal.

Estados Unidos, sin embargo, consumió el 13% del mercado mundial, con solo 42 GWac enviados al país. Los inversores híbridos FV-almacenamiento representaron el 10% de los envíos regionales, a medida que EEUU aumenta la integración de la energía solar y el almacenamiento.

*Tomado de elperiodicodelaenergía.com

Opinión
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¿Requiem por las térmicas en Colombia?

by Martín Rosas

El parque térmico en Colombia, está llamado a servir de respaldo al Sistema Interconectado Nacional (SIN), sobre todo para atender los picos de demanda, de tal suerte que no se puede pensar con el deseo de prescindir de ellas súbitamente, poniendo en riesgo su confiabilidad y firmeza.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*           

En el Decreto – ley 1976, expedido al amparo de la emergencia económica decretada por el presidente Gustavo Petro, se dispuso la “financiación de GECELCA para la transformación de las termoeléctricas de carbón Guajira 1 y Guajira 2 a un modelo de generación de cero emisiones netas de CO2”. Y da un plazo de 3 meses para que “la regulación ambiental se ajuste a un esquema de generación eléctrica de cero emisiones netas de CO2”. Así de tajante y perentorio.

Entre los considerandos del Decreto se aduce que “los ingresos de distintas carboeléctricas se reducirían hasta en un 100% al año 2030”, de lo cual se seguiría “una posible reducción acelerada de la rentabilidad de Termoguajira en la próxima década”.

En auxilio de su argumentación trae a colación el hecho de que en 2022 los precios internacionales del carbón llegaron a superar los US $400 la tonelada, a consecuencia del conflicto en Ucrania.

Añade, además, que el impuesto al carbono encarecerá aún más su operación. Se pasa por alto el hecho de que estas plantas son duales y por ende pueden operar con gas natural que es mucho menos contaminante.

Como es sabido el parque térmico en Colombia, está llamado a servir de respaldo al Sistema Interconectado Nacional (SIN), sobre todo para atender los picos de demanda, de tal suerte que no se puede pensar con el deseo de prescindir de ellas súbitamente, poniendo en riesgo su confiabilidad y firmeza. Tanto más tratándose de la región Caribe en la que, debido al cuello de botella que, según XM, enfrenta el transporte de la energía por “agotamiento de las redes de transmisión”, la energía que se deje de generar por estas plantas no habría manera de suplirla por otra proveniente del interior del país y así pasaríamos del actual racionamiento a un apagón en todo el Caribe.

Por lo demás, GECELCA, que es del Estado, tiene vendida la energía que genera por los próximo años, cabe preguntarse si el Estado va a responder honrando sus compromisos prestando garantía de la Nación para su reconversión, por el prurito de que “el departamento de La Guajira sea el primero en alcanzar la generación eléctrica carbono-cero neto… a partir del horizonte 2024-2028”, sosteniendo falazmente que la confiabilidad del SIN, que descansa en el respaldo que le brinda el parque térmico, ahora “sería suplida por distintas tecnologías de almacenamiento. Se pretende utilizar a Termoguajira como conejillo de Indias. No hay derecho.

Es de anotar que si de lo que se trata es de remplazar vis a vis (pelo a pelo) la capacidad de generación térmica de Termoguajira (290 MW) por fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), ello implicaría instalar 4 veces dicha capacidad (1.160 MW) si se trata de energía eólica y 6 veces (1.740 MW) en solar – fotovoltaica. Si este es solo el comienzo de la reconversión de todo el parque térmico a renovables, el costo de la inversión en que se incurriría para lograrlo sería de aproximadamente $168 billones.

Y no lo decimos a humo de paja, es que el propio presidente Petro manifestó que “es que se tienen que sustituir las termos, empezando por la de La Guajira” ya que, según él Termoguajira “es el segundo consumidor de agua en una región donde la gente es la tercera”, lo cual no es cierto.

El presidente Petro ha sido mal informado, sus asesores de cabecera están faltando a la verdad. Esto podría terminar en que, al final, nos quedemos en el peor de los mundos, sin la soga y sin la ternera.

A todas esas, vale la pena preguntarse qué relación tiene este ensayo de laboratorio de una política más inspirada en la ideología que fundamentada en la técnica y el sentido común, con la declaratoria de la Emergencia económica, motivada por la crisis humanitaria que asola a La Guajira, con la cual se trata de “conjurar la situación de crisis y evitar la extensión de sus efectos”. Para mi ninguna, cuando se alude al supuesto cumplimiento con esta medida de la Sentencia de la Corte Constitucional T-302, que declaró el Estado de cosas inconstitucional, ese es sólo el pretexto.

La aún incipiente Transición energética justa, bandera de este gobierno, no se puede adelantar a los trompicones, chamboneando, improvisando, sino de una manera gradual, paulatina, inteligente y responsable, con una gran dosis de realismo y pragmatismo.

Es tal su importancia y trascendencia que la misma debería estar como primer punto en la Agenda del Acuerdo Nacional, enhorabuena propuesto por el Presidente.

Hay que entender y persuadirse de que no por mucho madrugar amanece más temprano. Y, como bien dijo John Maynard Keynes a Franklin Delano Roosevelt en una carta abierta que le dirigió en 1933, en momentos en los que el mundo apenas estaba empezando a levantar cabeza después de la Gran Depresión (1929 – 1932)  “las reformas pueden ser urgentes, pero apresurarse sería dañino cuando lograr la meta de largo plazo es más importante que el resultado inmediato… Aún la más necesaria y sabia de las reformas afecta la confianza del mundo empresarial y debilita los motivos de su acción”.

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

Sostenibilidad
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Frontera graduó el primer grupo de mujeres técnicas de Petróleo y Gas  

by Martín Rosas

Frontera Energy, de la mano del SENA Regional Meta, graduó a 24 mujeres del municipio de Puerto Gaitán como ‘Técnico en producción en pozos de petróleo y gas’ como parte del objetivo de la compañía de contribuir a la equidad e inclusión en las regiones donde opera.

El programa de formación fue creado por Frontera en 2021 luego de identificar que el cargo de operadores de producción representaba una oportunidad de capacitar mujeres, dado que el 100% de la población que ocupa este cargo en la compañía es masculino.

Con el fin de implementar el programa, se realizaron alianzas con el SENA Regional Meta, quienes crearon los cursos, con la Sociedad de Ingenieros de Petróleos (SPE) que acompañó el proceso de selección y compartió buenas prácticas, y CoreWoman que trabajó en el empoderamiento femenino con las estudiantes.

Orlando Cabrales Segovia, CEO de Frontera Energy, manifestó: “Nos sentimos muy orgullosos de este grupo de mujeres que hoy reciben su grado y que son la evidencia de que la equidad de género es una de nuestras banderas, pues estamos convencidos de que empoderando a las mujeres lograremos un mundo más equitativo”.

Oscar Amaris, Coordinador de Hidrocarburos del Ministerio del Trabajo, dijo: “Para nosotros es un referente lo que está haciendo Frontera con estas mujeres, nos inspiraron a replicar desde el Ministerio, de la mano con otras entidades aliadas, una iniciativa para la equidad de género en el sector hidrocarburos en otros territorios del país”.

Industria
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Revolcón en la alta gerencia de Ecopetrol

by Martín Rosas

La empresa de mayoría estatal anunció cambios en los cuadros directivos de varias de las vicepresidencias.

De acuerdo con un comunicado, la junta directiva del 16 de agosto pasado dispuso cambios en su alta gerencia, “con el fin de integrar el equipo de trabajo frente a los nuevos retos de la Compañía.”

En consecuencia, salen los vicepresidentes Corporativo de Finanzas y Valor Sostenible, de Soluciones de Bajas Emisiones, y de Ciencia, Tecnología e Innovación, y en su remplazo fueron nombrados:

Ana Milena López Rocha, economista de la Universidad de Harvard con un MBA de Columbia Business School, asume como vicepresidente Corporativa de Finanzas y Valor Sostenible. López es la actual vicepresidente de Finanzas, Estrategia y Nuevos Negocios en Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos, filial de Ecopetrol S.A. Actualmente es miembro de las juntas directivas del Banco Davivienda, de Ocensa y de Seguros Bolívar.

Fue directora General de Crédito Público y del Tesoro Nacional, donde estuvo encargada de las emisiones de deuda local e internacional de la República de Colombia al igual que de la aprobación de la estructuración de las Asociaciones Público Privadas a nivel nacional.

También tuvo a su cargo la supervisión de las empresas estatales del orden nacional y fue miembro de las juntas directivas de Ecopetrol S.A., Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. Isagen S.A. E.S.P. y de la Financiera de Desarrollo Nacional. Previamente, Ana Milena López fue gerente de Mercado de Capitales del Grupo Bolívar y comenzó su carrera en JPMorgan en Nueva York y Londres, donde fue vicepresidente dentro del equipo de Mercados Emergentes. Ana Milena López es

David Alfredo Riaño Alarcón asume como vicepresidente de Soluciones de Bajas Emisiones. Riaño cuenta con más de 25 años de experiencia en el sector de energía, es graduado en Ingeniería Eléctrica de la Universidad de la Salle y cuenta con maestría en Economía de la Pontificia Universidad Javeriana, maestría en Ingeniería Industrial de la Universidad de los Andes y MBA de la Universidad de Warwick.

En su trayectoria ha ocupado cargos en organizaciones privadas y gubernamentales, donde ha sido responsable de liderar proyectos en las áreas de generación eléctrica, fuentes de energía renovables, eficiencia energética y gas natural.

Fue presidente de la Transportadora de Gas Internacional (TGI), vicepresidente de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía (ACOLGEN), superintendente de Energía y Gas de la Superintendencia de Servicios Públicos (SSPD) y asesor de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Adicionalmente, ha sido miembro de las juntas directivas de la Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P., Gas Natural Fenosa S.A. E.S.P., Promioriente, Compañía Energética de Occidente S.A. E.S.P., Inversiones GLP, Calidda (Perú) y Red de Energía del Perú S.A.

Además, a partir de la fecha, Ana María Silva Escobar, actual gerente Corporativa de Asuntos Éticos y Cumplimiento de la Vicepresidencia Corporativa de Cumplimiento, asume el cargo como vicepresidente Corporativa de Cumplimiento, quien también hará las veces de Oficial de Cumplimiento de Ecopetrol S.A., encargo que se extenderá hasta que se efectúe la designación en propiedad del cargo de Vicepresidente Corporativo de Cumplimiento.

María Catalina Escobar Hoyos, actual gerente de Maximización de Valor de la Vicepresidencia Corporativa de Finanzas y Valor Sostenible asume el cargo de vicepresidente Corporativa de Finanzas y Valor Sostenible, encargo que se extenderá hasta que se vincule Ana Milena López Rocha.

Finalmente, Juanita Quintana Valdivieso, actual Gerente de Comercialización de Tecnología de la Vicepresidencia de Ciencia, Tecnología e Innovación asume el cargo de vicepresidente de Ciencia, Tecnología e Innovación, encargo que se extenderá hasta que se efectúe la designación en propiedad del cargo.

GLP/Vehicular
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Más de 650.000 vehículos ya funcionan con Autogás en Perú: SPGL

by Martín Rosas

La Sociedad Peruana de Gas Licuado (SPGL) reveló que actualmente hay más de 650.000 vehículos propulsados ​​por GLP, tanto de uso particular como de servicio público, en el país.

Según la entidad, el parque vehicular de Autogás en Perú ha ido en constante aumento en los últimos años debido a la creciente preferencia por esta alternativa más económica frente a la gasolina y el diésel, así como a la ampliación de la red de reabastecimiento de GLP a nivel nacional, que ya llega a 1.500 estaciones de servicio.

El segmento de vehículos representa ya el 38% de la demanda de GLP en el país, que en total supera los 2 millones de toneladas anuales. 

La SPGL también destacó que Perú es productor de GLP derivado del gas natural extraído de los campos de Camisea, “contribuyendo a la seguridad y disponibilidad de la energía”, señalaron.

Además de los beneficios económicos que aporta la adopción del Autogás, como un ahorro del 30% respecto al diésel bajo en azufre, también hay un aspecto crucial: el impacto medioambiental. El GLP emite considerablemente menos CO2 que la gasolina y el gasóleo, “lo que se traduce en una importante reducción de la huella ambiental que provocan los vehículos. Esto lo convierte en una opción favorable para quienes buscan minimizar su impacto en el medio ambiente”, remarcó la asociación peruana.

Finalmente, la SGLP comentó que esta expansión del Autogás se ha dado principalmente en sectores que buscan generar recursos adicionales en sus actividades a partir del uso de un combustible más económico y en aquellos que utilizan sus vehículos en el transporte público. “Esto explica por qué cada vez más transportistas se están pasando al GLP y por qué la demanda de este tipo de combustible sigue aumentando”, concluyen.

Fuente: La República

Hidrógeno
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El hidrógeno verde fabricado en Europa será más barato que cualquier importación

by Martín Rosas

Sin embargo, la producción de hidrógeno renovable en Alemania dejará de ser rentable a mediados de siglo

Por: SANDRA ACOSTA*

El hidrógeno verde producido en Europa será más barato que el importado de fuera del continente en 2050, según un nuevo informe de la Comisión Europea. Sin embargo, fabricar hidrógeno renovable en Alemania y Bélgica dejaría de ser económicamente rentable a mediados de siglo.

El documento de 58 páginas, titulado The impact of industry transition on a CO2-neutral European energy system, examina dos escenarios para descarbonizar la industria pesada de aquí a 2050, uno denominado “H2+” en el que el hidrógeno “es la principal descarbonización para las materias primas y el calor de proceso”, y el otro, “Elec+”, en el que la electrificación directa desempeña un papel más importante en la descarbonización del calor de proceso.

En ambos escenarios, la demanda de hidrógeno es elevada, ascendiendo a 3.000 teravatios hora (TWh) en Elec+ y a 3.400 teravatios hora (TWh) en H2+. “En el sistema energético de costes óptimos, toda la demanda de hidrógeno queda cubierta por la producción nacional en Europa, con un total de 810 gigavatios (GW) y 915 GW de capacidad de electrólisis instalada en los escenarios Elec+ y H2+, respectivamente”, señala el informe.

“Los costes marginales de la producción nacional de hidrógeno en este sistema de costes óptimos son aproximadamente un 10% inferiores al potencial de importación más bajo supuesto de 65 euros/MWh de hidrógeno”. Esta cifra, equivalente a unos 2,17 euros (2,38 dólares) por kilogramo, corresponde al hidrógeno gaseoso importado por tuberías desde Oriente Medio o el norte de África.

Producción

“Con un despliegue menos óptimo de fuentes de energía renovables y electrolizadores, algunas importaciones de hidrógeno por tuberías podrían formar parte de la solución óptima en cuanto a costes”, añade el informe.

El estudio también analiza qué países europeos podrán producir hidrógeno ecológico al menor coste, y concluye que “los países centroeuropeos, como Alemania, Bélgica, Países Bajos y otros, tienen una producción mínima o nula de hidrógeno por electrólisis, a pesar de su importante demanda de hidrógeno”.

“Dado el menor coste del transporte de hidrógeno en comparación con la producción local y la proximidad geográfica de estos países a otros con condiciones más favorables para la producción de hidrógeno, se benefician más de la importación de hidrógeno a menor coste que de su producción local” explica el informe.

Como resultado, Francia con 130 GW, España con 120 GW, Reino Unido y Noruega con 70 GW instalan importantes capacidades de electrólisis, “generando una mayor demanda de electricidad para electrólisis que para aplicaciones convencionales”.

Tanto en el escenario Elec+ como en el H2+, Alemania y Bélgica producirán cero hidrógeno verde en 2050, con una capacidad mínima de electrólisis en Países Bajos (14 GW), Suiza (12 GW), Austria (11 GW), República Checa (5 GW), Eslovaquia (4 GW), Hungría (10 GW), Eslovenia (1 GW) y Croacia (8 GW).

“Los resultados del modelo muestran que, desde una perspectiva de optimización de costes, es preferible producir hidrógeno en países con un elevado potencial renovable y desplegar la infraestructura de transporte de hidrógeno necesaria”, concluye el informe.

*Tomado de elperiodicodelaenergia.com

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