Autor: Martín Rosas

Industria
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El Grupo Ecopetrol realizará ‘Obras por Impuestos’ en 13 departamentos

by Martín Rosas

Obras por Impuestos es un mecanismo que permite a las empresas destinar parte de su pago de impuesto de renta a la ejecución de proyectos de impacto social en los municipios clasificados como Zonas Más Afectadas por el Conflicto Armado (Zomac).

Más de 475 mil colombianos de diferentes regiones del país se beneficiarán con 27 proyectos que va a ejecutar el Grupo Ecopetrol bajo la modalidad de Obras por Impuestos, los cuales le fueron asignados por la Agencia para la Renovación del Territorio (ART), el Departamento Nacional de Planeación (DNP), y los ministerios de Transporte, Minas y Energía, y Educación Nacional.

Las iniciativas comprenden la mejora, pavimentación y mantenimiento de 51,5 kilómetros de vías terciarias y urbanas; la dotación para más de 660 sedes educativas con mobiliario, tecnología digital y fortalecimiento cultural y recreativo; la dotación de 10 Centros de Desarrollo Infantil -CDIS- operados por el ICBF; y la instalación de 317 celdas solares fotovoltaicas para comunidades rurales y 36 sistemas de energía renovable para instituciones educativas.

Las obras serán ejecutadas en los departamentos de Antioquia, Arauca, Bolívar, Boyacá, Casanare, Cesar, La Guajira, Meta, Putumayo, Santander, Sucre, Tolima y Valle del Cauca.

Este año se destaca la participación de las filiales del Grupo Ecopetrol. De 27 proyectos aprobados 15 serán ejecutados por Hocol; 6 por Ecopetrol S.A.; 3 por Cenit, y 1 por cada una de las filiales Oleoducto Bicentenario, ISA y Esenttia.

Proyectos de transición energética:

  • Construcción de soluciones solares fotovoltaicas para comunidades rurales en Maicao (La Guajira).
  • Diseño e implementación de sistemas de energía renovable para instituciones educativas rurales en el Valle del Guamuez (Putumayo).

Proyectos de infraestructura vial:

  • Mejoramiento vía Antigua, Marginal de la Selva y vía Arauquita (Arauca).
  • Construcción de placa huella y obras en Labranzagrande (Boyacá).
  • Pavimentación, mejora o mantenimiento de tramos en los municipios de Lérida, Prado y Vendillo (Tolima); Yotoco y Buenaventura (Valle del Cauca), y Ovejas (Sucre)

Educación:

  • Dotación básica de establecimientos educativos en el Sur de Bolívar y Montes de María (Bolívar).
  • Dotación tecnológica en sedes educativas del municipio de Paz de Ariporo (Arauca).
  • Dotación de mobiliario para las instituciones educativas del municipio de Curumaní (Cesar), Yotoco (Valle del Cauca) y Bolívar (Santander).
  • Dotación de computadores, fortalecimiento de actividad artística, cultural o deportiva en sedes educativas de Lérida, Venadillo, Casabianca y Cajamarca (Tolima).
  • Entrega de utensilios y equipos de cocina en instituciones educativas oficiales del municipio de Cajamarca (Tolima).
  • Fortalecimiento de infraestructura educativa en instituciones de San Onofre (Sucre).
  • Implementación de tecnologías digitales en instituciones educativas de Dabeiba, Mutatá, Murindó y Vigía del Fuerte, en la región Occidente y Urabá (Antioquia).
  • Dotación a Centros Desarrollo Infantil del ICBF en el departamento del Meta.

A la fecha 1’442.000 colombianos se han beneficiado con los 39 proyectos que el Grupo Ecopetrol ha ejecutado en 14 departamentos del país; en el 2023 se entregarán 6 más, el próximo año 29 y en el 2025 se entregarán los 12 restantes. Estas iniciativas contribuyen a la atención de necesidades de la población más vulnerable y apoyan la consolidación de la paz total en los territorios.

“Con esta nueva asignación avanzamos de la mano del Gobierno Nacional en la generación de bienestar para los colombianos. Este año se atienden necesidades en infraestructura vial, educación y transición energética, lo que nos permitirá llegar a las comunidades con energías limpias y sostenibles, y a la vez aportar al objetivo de acelerar la transición energética y la construcción de la paz territorial”, señaló Ricardo Roa, presidente de Grupo Ecopetrol.

Industria
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Gerente de Afinia propone condonar la cartera de la antigua Electricaribe

by Martín Rosas

Javier Lastra Fuscaldo, gerente General de Afinia, filial del Grupo EPM, participó en la sesión de la Comisión Quinta de la Cámara de Representantes, donde explicó sobre la cartera adquirida por la compañía correspondiente al antiguo operador Electricaribe y el impacto de la tarifa de energía.  

Sobre la cartera adquirida por la compañía durante el proceso de negociación del Grupo EPM para entrar a operar en el territorio, Lastra destacó que Afinia es de economía mixta, cuyo mayor accionista es del sector público, por lo cual, la Ley 142 no permite que hagan condonaciones en el servicio de energía.

“Se puede revisar la implantación de medidas transitorias, por una única vez, en donde se permita con un soporte legal hacer una condonación de un porcentaje hasta del 70% y que el otro 30% se pueda cruzar con un impuesto”, manifestó Lastra Fuscaldo.

Indicó el gerente General que esta opción podría surgir como una iniciativa entre el Congreso de la República y el Gobierno para dar solución al tema de la cartera, que en muchos casos es un monto importante en la factura de los clientes.

Al respecto de las tarifas de energía, explicó cómo afectan a los usuarios, frente a lo cual, Afinia sigue proponiendo alternativas que alivien el bolsillo de los clientes de la región.

Así mismo, sostuvo que las inversiones que desarrolla la compañía han sido cuantiosas y no se financian con el cobro de la tarifa, sino con préstamos de EPM, bancos y entidades de cara a seguir mejorando la calidad del servicio que reciben los clientes, quienes hoy disfrutan de más horas continuas de energía.

“Tenemos dos días menos de interrupciones en promedio por cliente al año, desde que entramos a operar y esto es producto de las inversiones que hacemos. Al día de hoy, Afinia ha invertido más de lo que invirtió en los últimos 10 años el antiguo operador con una cifra cercana a 1,4 billones de pesos”, puntualizó Lastra Fuscaldo. 

Hidrógeno
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Aprobado en primer debate proyecto de ley sobre el hidrógeno

by Martín Rosas

Con la iniciativa, se le abre una importante oportunidad a Colombia para avanzar hacia la transición energética y posicionarse como un proveedor de hidrógeno a nivel mundial.

Con un rotundo respaldo, fue aprobado en la Comisión Quinta el Proyecto de Ley “Economía del hidrógeno”, presentado por el representante a la cámara Nicolás Barguil.

Durante este periodo legislativo, Barguil ha sido el congresista que lleva la bandera por la apuesta hacia el hidrógeno en el país, por lo cual, desde su radicación, el proyecto ha despertado interés en los principales actores del sector energético colombiano, siendo socializado ante la Asociación  Colombiana  de  Hidrógeno,  el  Ministerio  de  Minas  y  Energía, Naturgas, Cámara del Hidrogeno de la ANDI, Ser Colombia, Consejo Mundial de  Energía y Asociación  de  Hidrógeno Colombia, donde se ha manifestado la importancia de que el país cuente con un marco normativo que potencie el aprovechamiento de los diferentes usos de este elemento.

Al  convertirse  en  Ley de  la  República, “Economía  del  Hidrógeno”  será  el cimiento para impulsar la cadena productiva de este elemento en el país, que tiene grandes ventajas competitivas en Colombia, como menores costos de producción por el posicionamiento privilegiado para la producción y suministro de hidrógeno y sus derivados; apuntando a cuatro aspectos claves: la reducción del impacto ambiental ocasionado por los combustibles fósiles; el fortalecimiento de la seguridad y la autosuficiencia energética en Colombia; la promoción del uso del hidrógeno en beneficio de la seguridad y la soberanía alimentaria; y la protección de las fuentes  hídricas.

Además, el proyecto armoniza el marco legal vigente de incentivos al mercado del hidrógeno con las iniciativas de la hoja de ruta, extiende su alcance a los productos derivados y de mayor valor agregado, como por ejemplo, los insumos para fertilizantes.

GLP
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América Latina: Perspectivas del GLP en la transición energética

by Martín Rosas

El GLP puede jugar un papel en la superación de pobreza y la transición energética de la región, siempre y cuando se entiendan las particularidades de cada país.   

Algo que no han entendido los gobiernos latinoamericanos es que cada país debe diseñar su transición energética de acuerdo con sus condiciones particulares. Algunos países de la región, por no decir la mayoría, están adoptando el modelo de los países desarrollados sin tener en cuenta las capacidades y las consecuencias.

Fue lo que dilucidó la exministra de Agricultura Cecilia López, antes de salir del gabinete. “Yo tengo un mensaje: me enfurece que nosotros los países en desarrollo adoptamos el discurso de los países ricos. Nosotros estamos en este momento disque defendiendo, protegiendo el mundo, etcétera, y no nos damos cuenta que lo que nos están exigiendo a nosotros fue exactamente lo que ellos no hicieron.

“Los países ricos tuvieron la Revolución Verde, por eso lograron la productividad que nos ha sacado del mercado, usaron todo lo que nos están prohibiendo que usemos, y nosotros somos tan ingenuos que repetimos eso como unos loros”, dijo en un foro y remató con una frase lapidaria: “La transición energética es imposible sin la transformación productiva.”

En ese sentido también fue el mensaje de Adrián Calcáneo, consultor líder para América Latina de Midstream y Líquidos del Petróleo de S&P Global, quien señaló en un webinario organizado por la Asociación Gremial Colombiana de Comercializadores de Gas (AGREMGAS) https://agremgas.com/, que “la definición de la transición energética depende del contexto de cada país.”

La meta se conoce, que es ir hacia una sociedad descarbonizada y electrificada con fuentes renovables, “pero el camino depende del punto de partida para ir a una energía más eficiente y más limpia de la que usan ahora, dentro de las capacidades de cada país”, dijo Calcáneo.

Recalcó que en esa escalera de ir hacia energías limpias cada país parte de escalones diferentes. Por ejemplo, ni en los Estados Unido ni en Europa utilizan leña como fuente de energía, luego para ellos eso no es un problema.

Cosa contraria ocurre en América Latina, donde hay niveles de pobreza extrema y la leña es utilizada por millones de familias. En Colombia, en particular, aún la usan para cocinar 1,6 millones de hogares.

Calcáneo mencionó el discurso frecuente de convertir el parque automotor de estos países a vehículos eléctricos, sin detenerse a analizar que por los costos es imposible a corto plazo y que, al contrario, una de las mayores necesidades de la región es sacar de la pobreza energética a millones de personas que, al tiempo que se les mejora la calidad de vida, por ejemplo al pasarlos a que utilicen gas licuado del petróleo (GLP), se reducen los enormes costos de los sistemas de salud que se derivan de los tratamientos por enfermedades respiratorias y cáncer, producidas por la inhalación de humo.

A lo anterior hay que agregarle el tema de género, pues son mujeres la mayoría de personas que permanecen frente a los fogones, y el tema de la deforestación. Ante las cada vez mayores distancias que hay que recorrer para conseguir la leña, se ha establecido un nuevo oficio en Colombia, el de recolector de leña, con la incidencia sistemática en la deforestación.

En el reciente Congreso de Naturgas, en el panel ‘El mundo del futuro, ¿cómo lo construimos?’, el líder juvenil del Pacífico Lali Fernando Riascos, ‘Soy Lalif’ https://www.tiktok.com/discover/soy-lalif, se lamentó de cómo los recolectores de leña están arrasando con los manglares, pues esta madera es apetecida por su facilidad para producir fuego.

Calcáneo señaló que se le está pidiendo a la gente que se salte escalones, y eso puede tener efectos contrarios. “Al catalogar al petróleo como sucio, sube el precio del GLP (que es un subproducto del tratamiento del gas natural y la refinación de crudo). En el momento en que hacemos que el precio del GLP sea más caro, la gente baja dos escalones, pues al no poder pagarlo vuelven a la leña, lo que hace que se contamine más y se descienda en calidad de vida”, dijo.

Contexto del mercado

Si bien América Latina no es un actor relevante en el mercado mundial del GLP, si es importante para estos países, pues es un combustible ampliamente utilizado por la población, además del papel que puede jugar en la transición energética.

Por eso, para diseñar las políticas públicas en materia energética, Calcáneo recomienda que se deben entender las particularidades de este mercado.

Gracias a la revolución del shale, Estados Unidos se convirtió en la última década en uno de los mayores productores de GLP y a la par que se transformaba en el principal proveedor del combustible a nivel global, Asia, especialmente China, emergía como el mayor consumidor del planeta, por la instalación de nuevas plantas petroquímicas que utilizan GLP como materia prima.

Y esa transformación del mercado se vio reflejada tanto en la demanda como en los precios. Mientras desde 2015 la demanda de GLP en América Latina prácticamente se ha estancado en cerca de 30 millones de toneladas métricas al año (Mtma), la demanda de China creció el 500% a 70,7 Mtma, y la total de Asia asciende a 97,4 Mtma.

La explosiva demanda de China hizo que los precios del GLP pasaran de 200 dólares la tonelada en mayo de 2020 a cerca de 800 dólares en marzo de 2022, aunque hoy los precios rondan los 450 dólares tonelada, precios que, según Calcáneo, se van a mantener justamente por la demanda permanente de China.

Por su parte, América Latina, aunque importa la mitad del GLP que consume, no incide para nada en las cotizaciones internacionales y seguirá siendo un tomador de precios.

Calcáneo resaltó que esta característica del mercado es importante, pues así algunos países sean autosuficientes, como en los casos de Bolivia y Argentina, los precios internos de cada país se determinan por las cotizaciones en la costa del Golfo de México, el indicador Mont Belvieu.

Esto para recalcar que debido a que la formación de precios obedece a factores externos, lo que hagan los países internamente para controlar las tarifas del combustible puede resultar contraproducente, como es el caso de Ecuador, donde el GLP tiene un subsidio generalizado, con un costo para el erario público de 8.000 millones de dólares anuales, algo similar a lo que le ocurre a Colombia con los subsidios al diésel y a la gasolina.  

No obstante, Calcáneo concluyó que estos países si pueden hacer algo para mejorar el mercado, entendiendo qué pueden controlar y qué no pueden controlar internamente, como hacer más eficiente la distribución del combustible, invertir en infraestructura y combatir el robo y la informalidad.

Finalmente, para sacar a la gente de la leña, recomienda que los subsidios sean focalizados en los estratos 1 y 2, y que se otorguen después de adquirir los cilindros a precio de mercado, para que tengan conciencia del precio real del combustible.

Industria
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Ecopetrol y Repsol anuncian nuevo hallazgo en Meta

by Martín Rosas

El pozo exploratorio Tinamú-1 está ubicado en el bloque CPO 9, en el que Ecopetrol es el operador con una participación del 55% y Repsol es socio, con el 45%. Durante las pruebas iniciales se produjeron 7.329 barriles de crudo de 16° API.

Ecopetrol y Repsol informaron que el pozo exploratorio Tinamú-1, ubicado en el municipio de Castilla La Nueva (Meta), confirmó la presencia de crudo pesado (16°API), el cual es característico de esta zona productora de hidrocarburos de Colombia.

El hallazgo está ubicado en el bloque CPO 9, donde Ecopetrol es operador y cuenta con una participación del 55% y Repsol es socio con el 45%

El pozo mediante el cual se realizó el descubrimiento alcanzó una profundidad total de 7.832 pies (aproximadamente 2,4 km.) y probó hidrocarburos en la formación operativa K1, a una profundidad de 7.500 pies (aproximadamente 2,2 km.) desde la superficie.
En desarrollo de las pruebas iniciales se produjeron un total de 7.329 barriles de crudo con un corte de agua de 1%. Las empresas presentarán un plan de evaluación ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), luego de lo cual se iniciará una fase de pruebas extensas con el fin de determinar el potencial y el tamaño del nuevo yacimiento.

Este pozo tiene una ubicación estratégica porque se encuentra cerca a los campos de Ecopetrol: Castilla y Chichimene en el departamento del Meta, de donde se extrae gran parte de la producción de petróleo de Colombia. Esta característica permite aprovechar la infraestructura petrolera existente en la zona para facilitar el futuro desarrollo del descubrimiento.

Gas Natural
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Seguir explorando es el camino de la seguridad energética

by Martín Rosas

Una de las principales conclusiones del Congreso de Naturgas es que el país no puede darse el lujo de no firmar nuevos contratos de exploración y producción de hidrocarburos. Frente al descenso en las reservas de gas y petróleo, la seguridad y la soberanía energéticas están en juego.

Por: MARTÍN ROSAS

Hay un viejo chiste según el cual, ante las constantes quejas de la demanda por la escasez de oferta de gas natural en el país, los yacimientos siempre afloraban en el Congreso de Naturgas. Pero en esta ocasión ocurrió lo contrario.

Efectivamente, en el Congreso del sector, realizado recientemente en Barranquilla, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que las reservas de gas natural cayeron a su nivel más bajo de los últimos 17 años: 2,82 terapiés cúbicos (Tpc), que, al ritmo actual de consumo, alcanzarían para 7,2 años. Esto es particularmente grave, pues la demanda ha permanecido estable en los últimos siete años.

Frente a los resultados del informe de reservas, el exministro Amylkar Acosta señaló que este “no mueve al optimismo sino a la preocupación, pues el horizonte de autosuficiencia se reduce. El vaso se está vaciando, las reservas son precarias y para encontrar producto hay que explorar.”

Ante el cierre definitivo de la opción de yacimientos no convencionales en el Magdalena Medio, las perspectivas de adicionar reservas apuntan al offshore en aguas del Caribe, pero poner esas moléculas en superficie, de ser viables comercialmente, tardaría hasta finales de la década, mientras se estima que hacia el 2026 comenzaría a haber una estrechez en la oferta del energético.

Por eso, los diferentes actores que acudieron al Congreso de Naturgas coincidieron en que hay que reactivar los contratos de exploración y producción. “Colombia no se puede dar el lujo de no firmar nuevos contratos”, sentenció Acosta.

Por su parte, Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), frente a los resultados el informe señaló: “Creería que tanto la ministra de Energía como el presidente de Ecopetrol y el ministro de Hacienda deberían analizar con mucho cuidado este informe de reservas y reconsiderar la política… Si no se toman decisiones de fondo, lo que es claro es que en diez años, de manera gradual, vamos a estar importando gas y petróleo, más costosos por supuesto, y esto va afectar a los más pobres en Colombia.”

Y es que, pese a las evidencias y ante un fenómeno de El Niño que se espera llegue en el segundo semestre de 2023, la ministra de Minas y Energía Irene Vélez reiteró en Barranquilla que el gobierno se mantiene en no firmar nuevos contratos de exploración de hidrocarburos, y que le siguen apostando a la eficiencia de los actuales contratos, especialmente a través del recobro mejorado, que pasó del 21 al 23 por ciento en el último año.

“El recobro es una técnica muy importante, Colombia la ha venido utilizando y hay un incremento en la misma, pero claramente el recobro mejorado no es la única respuesta si queremos realmente tener seguridad energética a mediano y largo plazo”, opinó Lloreda.

Del lado de la demanda, Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), dijo que “siendo la generación térmica el mayor consumidor de gas del país (entre el 20% y el 25%) se recibe el informe como una señal de incertidumbre y con preocupación, porque lo que ha venido pasando con las térmicas es que cada vez conseguimos menos gas nacional, por eso desde hace 5, 6 años venimos importando gas a través de la planta de Cartagena, y esta no es la mejor situación, pues se está expuesto a los vaivenes del precio internacional.

“Lo que preocupa es que una relación reservas producción de 7,2 años está mostrando que vamos a tener complicaciones dentro de 3 o 4 años, no solamente los térmicos vamos a estar importando gas sino otros componentes de la demanda, yo creo que sí amerita una revisión de fondo la posición por parte del gobierno y se debería continuar con la firma de nuevos contratos y darle continuidad a la exploración y producción en el país.”

Un golpe a la política del gobierno

Otro de los actores que se mostró preocupado fue el senador José David Name, quien señaló que “el informe nos muestra una realidad que no podemos ocultar en el país: necesitamos explorar, necesitamos nuevos contratos y hacerlo ya, porque de lo que se haga hoy, de la ronda que se haga próximamente, los resultados se van a ver reflejados en cuatro o cinco años, no quiere decir que cuando uno entrega un contrato inmediatamente va a dar resultados.

“Lo que pasó en el suroccidente del país con el tema del gas nos muestra que tenemos que ser autosuficientes, que nuestra seguridad energética no se la podemos dar a ningún país, que ese programa de importar gas de Venezuela o de cualquier otro país puede ser un complemento, pero Colombia no puede depender, que tenemos que seguir manteniendo nuestra autonomía en gas y petróleo, ese es el mensaje que nos deja el informe, solamente tenemos siete años de reservas y siete años están a la vuelta de la esquina.”

Acerca de la negativa del gobierno de firmar nuevos contratos de exploración, Name agregó que “esa no es la política correcta, además porque tampoco sale bien la transición energética. Enel acaba de decir que no va hacer el parque eólico en La Guajira, así que no están saliendo bien las cosas, y esa negación por parte de Enel a seguir con este proyecto por el chantaje de algunos avivatos en La Guajira, por las comunidades, le está dando un golpe muy fuerte a la política de este gobierno.”

Efectivamente, coincidiendo con el balance de reservas, Enel Green Power manifestó que cancelaba el proyecto de generación eólica Windpeshi en La Guajira, por los constantes bloqueos por parte de las comunidades indígenas, lo cual le da un golpe a la política de transición energética del gobierno.

En ese sentido, el senador Name llamó al gobierno a que saque adelante los proyectos de energías renovables de La Guajira. “Ellos no nos van a remplazar la energía que necesitamos, pero sí nos va a diversificar la matriz energética; necesitamos que la ministra y el presidente se encarguen de hacerles entender a esas comunidades que esa es la política de este gobierno por los próximos tres años que faltan, tienen que mandar un mensaje claro a los mercados internacionales para que regrese la inversión al país, para que podamos tener nuevos contratos de exploración de gas y petróleo. Hay que trabajar muy duro para que saquemos ese gas y ese petróleo que están enterrados en nuestro territorio”.

Finalmente, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas dijo que “para desarrollar el potencial de gas natural con que cuenta Colombia, la única manera es acelerando y expandiendo la actividad exploratoria.

“La emergencia que vivió el suroccidente del país lo que hace es ratificar que el gas natural es energía vital para todos los colombianos. Mantener la seguridad energética y la autosuficiencia de gas natural desarrollando el potencial, resulta ser esencial para poder cerrar brechas de desigualdad, incluso en aquellos hogares que todavía no tienen un energético para suplir sus necesidades básicas.” 

Las reservas de gas natural, pues, ya no son un chiste; las alarmas están encendidas.

GLP
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El GLP en la transición energética, tema del 2do Summit Internacional de GLP

by Martín Rosas

El GLP tiene gran potencial en la transición energética y ha sido catalogado por la UPME como el energético idóneo para impulsar diferentes proyectos por su gran impacto social, beneficiando a la población más vulnerable  y contribuyendo a la superación de  los indicadores de  pobreza energética, brindando una opción limpia y a bajo costo para evitar el uso de leña y carbón.

La Asociación Gremial Colombiana de Comercializadores de Gas (AGREMGAS) realizará el 2do Summit Internacional de GLP https://agremgas.com/, los días 6, 7 y 8 de junio en el hotel Intercontinental de Cartagena, un evento que analizará las oportunidades del GLP en la transición energética.

Uno de los principales objetivos de este encuentro es congregar a toda la cadena de GLP y fortalecer los vínculos con el gobierno para generar un trabajo articulado que favorezca el proceso de transición energética de manera justa y responsable.

Por eso, el evento reúne a líderes de entidades gubernamentales como el Ministerio de Minas y Energía, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), Ecopetrol, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas (IPSE), el Congreso de la República, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), y empresas distribuidoras y comercializadoras de Gas Licuado de Petróleo (GLP) de carácter nacional e internacional, entre otros actores clave del sector.

“El 2do. Summit es una gran oportunidad de repetir una experiencia mejorada del que fue catalogado el mejor evento del año 2022. Es muy importante para todos los agentes vinculados a la cadena del GLP, por ser el escenario de discusiones de los grandes temas del sector, que recoge una nutrida agenda académica, junto con una feria comercial destacada como la más relevante para las distribuidoras y fabricantes de equipos de diferentes orígenes.

“Como plus se incluye un espacio paralelo de charlas técnicas de interés para el personal técnico, operativo, de compras, ventas y de planta de las distribuidoras, con contenidos de los mejores y más innovadores productos y servicios que ofrecen los exhibidores de la feria comercial.

“Todo un paquete de servicios en el mismo lugar que, acompañados de un buen café de Colombia, hacen el escenario perfecto para enriquecer el conocimiento, generar relacionamiento y fortalecer vínculos comerciales”, puntualiza Felipe Gómez, director Ejecutivo de Agremgas.

La feria comercial, con más de 25 expositores nacionales e internacionales, reúne a los mayores fabricantes de equipos de la cadena a nivel mundial, desde tanques de almacenamiento, cilindros convencionales y de material compuesto, bombas, válvulas, kits de conversión, medidores másicos, sistemas de monitoreo y trazabilidad de tanques, renting vehicular para flotas de distribución y demás accesorios y equipos que demanda la industria.

El papel del GLP en la canasta energética

Otro tema de actualidad que será tratado en el evento es la importancia del GLP para evitar crisis como la recientemente presentada en la zona suroccidental de Colombia.

El GLP presta el servicio público domiciliario en el 96% del país, es decir, 1.069 municipios, abarcando incluso las zonas más lejanas, a través de una red de más de 70 empresas distribuidoras de las cuales 29 dan cobertura al suroccidente del territorio nacional. 

La zona afectada representa el 26% del mercado de gas licuado de petróleo. Es así como actualmente en promedio, Valle del Cauca consume el 10% del total del país, Nariño 7%, Cauca 4%,  y la antigua zona cafetera 5%. El GLP siempre ha estado presente en el suroccidente del país, incluso antes que el gas natural llegara, atendiendo los sectores residencial, industrial y comercial.

Por ello, Agremgas señala que durante una contingencia de estas características es fundamental tener un suministro constante de Ecopetrol y los terceros no regulados para que las distribuidoras que operan en la zona, atiendan la demanda adicional de manera oportuna.

“Lo que debe tener en el radar el Ministerio de Minas y Energía es que para garantizar la debida prestación del servicio público, es importante hacerlo con diversas opciones energéticas. Además del gas natural, hay que promover el abastecimiento con una canasta variada, entre ellas el GLP”, concluye Felipe Gómez.

Opinión
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El galimatías de los precios de los combustibles

by Martín Rosas

“Es más fácil hacer política con los precios que política de precios. Pero es infinitamente más importante lo segundo” David Yanovich.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Empecemos por reiterar lo que ya hemos dicho sobre la decisión del Gobierno de autorizar el aumento gradual del precio de referencia de la gasolina desde octubre de 2022, manteniendo congelado el precio del diesel, en el sentido que este es un paso que se dio en la dirección correcta.

Veníamos de un déficit acumulado del Fondo de Estabilización de los Precios de los Combustibles (FEPC) insostenible e irracional. Y, como afirmó el Comité Autónomo de la Regla Fiscal (CARF), refiriéndose a esta decisión, “esta permitirá la reducción del déficit del FEPC de $36 billones en 2022 a cerca de $26 billones en 2023, cifra que sigue siendo muy elevada para las finanzas de la Nación y que debe seguir corrigiéndose”.

El Comité dejó planteada su previsión de la corrección de la brecha de precios que acusa el ACPM hacia mediados de año, augurando que para entonces la inflación haya cedido.

Por ello, el anuncio de la ministra de Minas y Energía Irene Vélez, en el sentido de establecer precios diferencialespara la gasolina “para no subsidiar a los grandes consumidores” y en cambio seguir subsidiando a los demás, cayó como un balde de agua fría.

Según Vélez, refiriéndose a la metodología, “la forma en la que está construida hace que toda la gasolina se valore con el precio internacional” y por ello se revisará para la fijación del precio. En su alegato aduce que no hace sentido que si “nosotros somos productores y más o menos el 50% de nuestra gasolina es nacional, que se mezcla con 50% de gasolina importada… no tiene total sentido que el 100% del precio de la gasolina se tase con el precio internacional”.

En Colombia se consumen mensualmente 428 millones de galones de combustibles (50% gasolina y 50% diesel), de los cuales se importan al país 80 millones de galones (18.6%) y se pagan en dólares a los precios internacionales. Pero, también se paga a precios internacionales, el IP que corresponde al precio paridad importación, tomando como referencia los precios spot de los combustibles en la costa del Golfo de EEUU, que es el costo de oportunidad para Ecopetrol.

Cabe preguntarse por qué “el 100% del precio de la gasolina se tasa con el precio internacional”. Hay una razón de peso, Ecopetrol, en virtud del Decreto – ley 1760 de 2003, cambió su naturaleza jurídica y dejó de ser una empresa industrial y comercial del Estado vinculada al Ministerio de Minas y Energía para convertirse en una sociedad anónima mixta por acciones listada ADR en la Bolsa de Nueva York y en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC) y se rige por un régimen corporativo.

De lo anterior se sigue que escapa a las facultades y competencias del Ministerio de Minas y Energía la decisión sobre el IP, que está reservado a Ecopetrol y si hipotéticamente el Gobierno dispusiera mantener, como se ha mantenido en el pasado, el subsidio al precio de los combustibles, se cubriría con cargo al fisco de la Nación, toda vez que el FEPC es deficitario.

Lo dice claramente el ministro de Hacienda Ricardo Bonilla: “nosotros no podemos obligar a Ecopetrol a vender por debajo de los precios internacionales. Eso es ponerle control de precios a Ecopetrol y nosotros no vamos a llegar a eso”.

Ello, además, sería contraproducente, pues iría en contravía del propósito y del compromiso de Colombia adquirido en el Acuerdo de París de reducir en el 51% sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hacia el año 2030.

Como lo afirma la CARF, “reversar o suspender la política de corrección de precios no solo pone en riesgo el cumplimiento de las metas del plan financiero y el cumplimiento de la Regla Fiscal, sino que desviaría recursos fiscales desde otros programas sociales y de infraestructura al pago de estos subsidios”. Y añade, “ante la necesidad de acelerar la Transición Energética, los subsidios indiscriminados a los combustibles inhiben el efecto que deben ejercer los precios sobre el comportamiento de los agentes, para que así estos enfrenten los verdaderos costos sociales de sus decisiones”.

El ministro Bonilla le salió al paso a las declaraciones de la ministra Vélez y manifestó que “la perspectiva hoy es llegar a un nivel arriba de los $16.000 por galón para estabilizar el precio con la gasolina corriente”.

En cuanto al diésel, aclara que “el compromiso que había quedado en el Gobierno era que a partir de junio se iba a revisar qué hacer… También tiene que ajustarse al precio internacional”.

Y fue categórico al afirmar que “mantener la sostenibilidad fiscal, la estabilidad financiera y los ingresos que el Gobierno recibe de Ecopetrol, siguen siendo muy importantes”. Y no es para menos, dado que él, como responsable de las finanzas del Estado y de la estabilidad de las mismas, sabe que los dividendos que le gira Ecopetrol a la Nación siguen siendo la principal fuente de financiamiento de la Nación.

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

Industria
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Cuánto subirán las tarifas de energía por El Niño

by Martín Rosas

Hoy el valor del kilovatio hora está en $800 y el precio de escasez está $1.200. El precio de escasez refleja el mayor costo de los combustibles, pero asegura que todos los generadores entreguen energía hasta ese precio, gracias al cargo por confiabilidad.

En momentos de baja hidrología, cuando ocurre un Fenómeno de El Niño como el que se espera que llegue en el segundo semestre del año, el sistema eléctrico se estresa y la generación térmica entra a operar a plena capacidad. Esta tiene una ventaja, que puede entregar energía permanente alrededor del 90% de su capacidad. La desventaja está en que esta electricidad sale más costosa por el valor de los combustibles: carbón, gas natural y líquidos.

Hoy, el valor del kilovatio hora está en $800 y el precio de escasez está $1.200. El precio de escasez refleja el mayor costo de los combustibles, pero asegura que todos los generadores entreguen energía hasta ese precio, gracias al cargo por confiabilidad y que sería el techo del precio al usuario final, aunque el precio en la bolsa puede seguir subiendo.

En ese escenario, entra a operar toda la capacidad térmica. Hoy el parque térmico consume entre 150 y 180 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) de gas natural nacional, para generar entre el 25% y el 30% de la demanda de energía del país; pero en caso de Niño se requerirán unos 600 MPCD, de los cuales 400 serían importados a través de la planta de SPEC, en Cartagena, para cubrir una demanda del país entre el 40% y el 45%.

Es en ese momento en que la tarifa sube hasta el tope del precio de escasez, por el mayor costo de los combustibles para generar. De acuerdo con la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), hace tres años el precio de la tonelada de carbón térmico estaba en $150.000 la tonelada y hoy ronda los $400.000. Por su parte, el gas natural nacional se ha negociado en contratos entre 6 y 7 dólares el millón de BTU, pero el gas importado llegaría entre 15 y 20 dólares el millón de BTU.

De hecho, Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de ANDEG anunció en el Congreso de Naturgas, en Barranquilla, que a finales de mayo y comienzos de junio estarían llegando al país tres buques de gas natural licuado (GNL), para tener combustible para las plantas de la costa. 

Exposición a bolsa y mantenimientos

Castañeda advierte que, si bien el usuario final no verá una tarifa superior al precio de escasez, debe haber una responsabilidad del lado de las comercializadoras y distribuidoras, que se hayan cubierto con contratos de largo plazo, para que la demanda no se vaya a ver afectada.

“Hoy tenemos empresas con una exposición a bolsa superior al 30%, y en eso le hemos insistido al Gobierno, pues cinco de la siete distribuidoras más expuestas son de la Nación. El mensaje es que salgan a contratarse para que no tengan exposición a los precios de bolsa”, dice Castañeda.

Ante un eventual fenómeno de El Niño se confirmaría una vez más que la generación térmica es la que le da firmeza al sistema eléctrico nacional, y que la intención del gobierno de ir marchitando la generación con combustibles fósiles no es posible en el corto tiempo.

En ese sentido, hay que ver la experiencia reciente de otros países. Los europeos tuvieron que reactivar sus plantas a carbón porque no tenían disponibilidad de gas, a raíz del bloqueo ruso, y están incluso pensando en retomar la generación nuclear.

“El mensaje es: para tener generación con renovables necesito un respaldo y ese respaldo me lo da la térmica, entonces el que me da la confiabilidad es el parque térmico, que es un apalancador de la entrada de las renovables”, dice Castañeda.

Agregó que en coordinación con XM las plantas térmicas van a adelantar mantenimientos programados para estar listas a finales de año. Entre los mantenimientos grandes están el de Termoflores en Barranquilla, y Termocandelaria en Cartagena, que comenzó pruebas el pasado 25 de mayo.

Finalmente, Castañeda se refirió a la cancelación del proyecto de generación eólica Windpeshi en La Guajira, por parte de Enel Green Power.

“Es lamentable que un proyecto de esta envergadura tome la decisión de no seguir adelante por un tema de conflictividad social en la región. El dato que dio la empresa es que solo podía trabajar la mitad de los 365 días del año, entonces es un mal mensaje. Al gobierno anterior y a este les hemos dicho que es necesario un acompañamiento y trabajar todos unidos para sacar adelante los proyectos de las subastas de 2019, tanto la de cargo por confiablidad como la de contratos de largo plazo”, dijo el dirigente gremial. 

Hidrógeno
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Europa lanzó Hydrix, el índice de precios para el Hidrógeno verde

by Martín Rosas

La mayor bolsa europea de energía (European Energy Exchange o EEX) ha lanzado Hydrix, el primer índice mundial destinado a proporcionar una referencia de precios internacional para el hidrógeno verde.

Este índice se encargará de proveer información sobre los precios del hidrógeno verde, que se determinarán a partir de la oferta y demanda del hidrógeno en colaboración con socios de renombre de los sectores industrial y energético con el objetivo de garantizar una transparencia de precios.

De esta manera, ya se han dado a conocer los primeros precios. El precio inicial para la semana 18 del año se ha establecido en 231,63 euros/MWh. Para la semana 19, de 226,22 euros/MWh, para la semana 20 de 222,84 euros/MWh y para la semana 21 un precio de 228,16 euros/MWh.

Futuro sin carbono

Peter Reitz, consejero Delegado de EEX, destacó la relevancia de este índice, mencionando que “Hydrix cierra una brecha crucial en la señal de precios, que es fundamental para el crecimiento del mercado y para nuevas inversiones en la economía del hidrógeno. Con un índice de mercado basado en los precios reales del hidrógeno, proporcionamos una referencia que puede utilizarse para tomar decisiones de inversión”.

Así, esto sienta un precedente en la transición hacia un futuro sin carbono en la industria energética y pone de manifiesto el liderazgo de la EEX en la transición energética. Los participantes en este mercado tendrán la oportunidad de contribuir de manera segura y anónima a la definición de este primer índice.

Con la iniciativa Hydrix, la EEX ha establecido una plataforma que fomenta la inversión en la economía del hidrógeno y promueve un futuro más sostenible y respetuoso con el medio ambiente.

Impulso del hidrógeno

Alemania es uno de los países europeos que más está impulsando el uso del hidrógeno verde como parte de su estrategia energética. Alemania ha establecido objetivos ambiciosos para el uso del hidrógeno verde en varios sectores, incluyendo el transporte, la industria y la generación de energía. 

La idea es utilizar el hidrógeno verde como una alternativa a los combustibles fósiles, lo que contribuiría a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y a la transición hacia un sistema energético más sostenible.

Tanto es así, que el Gobierno alemán aprobó un normativa sobre el marco legal y reglamentario de una futura red central de hidrógeno en Alemania.

Robert Habeck, ministro de economía alemán, declaró que “nuestro objetivo es aumentar rápidamente el mercado del hidrógeno para avanzar aún más en la descarbonización de los sectores económicos con altas emisiones de gases de efecto invernadero. Esto requiere el establecimiento rápido y rentable de una infraestructura de red de hidrógeno en Alemania que crezca con el mercado del hidrógeno y esté integrada en el mercado interior de la UE . Con la creación del marco para las redes de hidrógeno, estamos dando un paso decisivo aquí”.

En la primera fase, la red central de hidrógeno incluirá grandes infraestructuras de hidrógeno que se espera que estén operativas en 2032.

Tomado de: elperiodicodelaenergia.com

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