Autor: Martín Rosas

Opinión
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Suspenden las desviaciones significativas en servicios de gas y energía

by Martín Rosas

El Consejo de Estado ordenó la suspensión provisional de una norma que autorizaba a las empresas de servicios públicos definir los porcentajes para determinar las desviaciones significativas.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

La regla general en materia de medición de consumo de servicios públicos domiciliarios es que esta se realice a través de los dispositivos de medida instalados en cada inmueble.

De forma excepcional, los prestadores de servicios públicos podrán efectuar el cobro del consumo, empleando los mecanismos contemplados por el legislador, como lo es investigaciones por desviaciones significativas.

Las desviaciones significativas se entienden como los aumentos o reducciones en los consumos en un periodo de facturación, que, comparados con promedios de consumos, resulten mayores a determinados porcentajes.

Respecto de las desviaciones significativas, el 18 de abril se conoció una decisión donde el Consejo de Estado ordenó la suspensión provisional de una norma que autorizaba a las empresas de servicios públicos definir los porcentajes para determinar las desviaciones significativas a través de las condiciones uniformes del contrato de servicios públicos.

En la decisión, el Consejo de Estado indicó que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) es el organismo que deberá establecer los términos en que debe entenderse que existió una variación significativa del consumo.

Según el Consejo de Estado, el aparte “los porcentajes que fijen las empresas en las condiciones uniformes del contrato” permite a las empresas fijar los porcentajes de variación de consumo que constituyen desviaciones significativas, es contrario a la Ley 142 de 1994 que fija los derechos de los usuarios.

Lo anterior permite concluir el espíritu proteccionista del Consejo de Estado que, con esta medida, protegerá el derecho del usuario a que el servicio sea medido adecuadamente y garantizará que las empresas prestadoras del servicio público no tengan discrecionalidad en la fijación de los porcentajes de variación de consumo que constituyen desviaciones significativas, siempre con miras a proteger los derechos de los usuarios y garantizar un servicio público de energía justo y equitativo.

Algo que queda para la decisión final tiene que ver con los efectos de la decisión del Consejo de Estado. ¿Será una decisión retroactiva? ¿O tendrá efectos a partir de su publicación?

En el primer caso, si la decisión tiene efectos retroactivos, lo que sigue es la devolución de los dineros cobrados por desviación significativa por parte de las empresas a los usuarios.

Para finalizar, y una vez se de a conocer la decisión final, las empresas prestadoras del servicio de gas natural, gas licuado del petróleo y energía eléctrica tendrán que ajustar sus contratos de condiciones uniformes y, seguido a ello, deberán socializar estos ajustes, bien a través de sesiones pedagógicas o boletines informativos.

*Socio fundador de OGE Legal Services.

Alternativos
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Colombia: Hay 80 proyectos de energía renovable programados para 2023 – 2024

by Martín Rosas

El 65% de estos proyectos tienen trámites en proceso ante autoridades nacionales y regionales, varios de ellos con retrasos de años anteriores. La mitad de ellos son permisos y licencias ambientales.

SER Colombia, Asociación de Energías Renovables de Colombia, elaboró un informe que analiza la situación actual de 80 proyectos de energía renovable no convencionalprogramados para el 2023 y 2024, los desafíos para su puesta en operación y las oportunidades para acelerar la entrada de los mismos, basado en información de las empresas afiliadas a marzo de 2023.

El informe entrega un balance de los proyectos FNCER en el país programados para entrar en operación entre 2023 y 2024. El principal reto identificado es ponerlos en operación para atender las crecientes necesidades energéticas.

La encuesta realizada por SER Colombia en marzo identificó entre sus empresas afiliadas proyectos de Fuentes Renovables No Convencionales (FNCER) que totalizan 3.330 MW programados para conectarse y entrar en operación, 1.280 MW en 2023 y 2.050 MW en 2024.

“Poner en marcha la totalidad de estos proyectos equivale a atender las necesidades de consumo de más de 1,8 millones de colombianos”, Según Alexandra Hernández Saravia, presidenta Ejecutiva de SER Colombia.

Los proyectos identificados representan inversiones entre 2.500 y 3.400 millones de dólares que, según datos del Banco de la República, sería 53% superior a la inversión anual en electricidad, gas y agua.

Estos proyectos se llevan a cabo en 16 departamentos, siendo la región Caribe la principal receptora de las inversiones y la que concentrará la mayor parte de la nueva capacidad instalada (2.357 MW de los 3.330 MW programados); desarrollados por 24 empresas, que en su mayoría son nuevos agentes.

De los 80 proyectos analizados, 78 corresponden a energía solar (85% de la nueva capacidad de generación que entraría con estas inversiones) y 2 proyectos serán de energía eólica (15% de la capacidad).

Los desafíos

El 35% de los proyectos analizados avanzan sin problema para lograr su puesta en operación en la fecha programada.

El 65% restante (52 proyectos) se encuentra adelantando trámites, varios de ellos con retrasos de años anteriores. Representan la mayor parte de la nueva capacidad (2.965 de 3.330 MW).

De estos 52 proyectos con pendientes para su entrada en operación, la mitad tienen trámites ambientales en proceso: 40% ante Corporaciones Autónomas Regionales y 10% ante la ANLA.

También se identificaron tramites de vías, relacionados con las redes de transmisión, con Alcaldías, etc. Debido a la diversidad de regiones donde se desarrollan las renovables; esto hace que la articulación con las autoridades regionales sea una prioridad.

“Otros desafíos identificados son las consultas previas, la protesta social que ha generado alta conflictividad para su desarrollo, especialmente en La Guajira y el Plan Nacional de Desarrollo que, como está planteado hoy, impactará la competitividad de las renovables frente otros energéticos y afectará el precio de la energía para los colombianos”, afirma la presidenta Ejecutiva de SER Colombia.

El potencial de La Guajira

De los 80 proyectos 2023 – 2024 analizados en el informe, 3 de ellos se ubican en La Guajira. No obstante, dado el alto potencial de esta región, a partir de 2025 se tiene programada la entrada de numerosos proyectos ubicados en este departamento, todos renovables no convencionales.

Parte importante de los retrasos en los proyectos de esta región se debe a que la línea de transmisión a la que estarán conectados (Colectora 1), aún se encuentra en proceso de consulta previa con las comunidades y, de otro lado, los proyectos que no van conectados a esta línea, han tenido dificultades con las comunidades. Se espera que los avances en las conversaciones logradas a la fecha permitan viabilizar la entrada de operación.

Por último, Alexandra Hernández, señala que “desde SER Colombia proponemos medidas de fortalecimiento institucional y mayor articulación entre las partes para apoyar los trámites de permisos requeridos y la aceptación social que permitirá poner en marcha los proyectos. Así como articular las políticas de transición energética con el ordenamiento territorial, fortalecer los incentivos tributarios, de mercado y regulatorios para aumentar tanto la oferta de renovables, como la participación directa de los usuarios en la transición”.

Con base en el informe se propiciarán espacios de conversación y de debate en el 6° Encuentro y Feria de Renovables Latam, organizado por SER Colombia, FISE y el WEC, entre el 25 y el 27 de abril en Barranquilla.

Opinión
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Comentarios al proyecto de decreto sobre el servicio de energía

by Martín Rosas

El Ministerio de Minas y Energía publicó para comentarios un borrador de Decreto mediante el cual “se establecen políticas y lineamientos para promover la eficiencia y la competitividad del servicio público domiciliario de energía eléctrica”. Análisis de su pertinencia, conveniencia, alcance y legalidad.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Aunque en el borrador de Decreto no se aducen las razones que motivan al Gobierno para expedirlo, se intuye que está inspirado en la concepción que propende por una tarifa “justa” de la energía que consumen los usuarios del mercado regulado, dejando de lado la preocupación manifestada de manera reiterada por los no regulados por la afectación a la competitividad de las empresas de los mayores costos relativos del servicio de energía, cuando se comparan con los países con los que compiten.

Por ello, las propuestas contenidas en el mismo se circunscriben  al “servicio público domiciliario de energía eléctrica”.

Se plantea el rol a cumplir por parte del prestador de última instancia (PUI), que busca asegurar la universalización de la prestación del servicio, de la cual es garante el Estado, así el responsable del mismo sea un operador privado.

Ello está bien, aunque subyace el riesgo de que usuarios con capacidad de pago opten por ser atendidos por el PUI, beneficiándose de los subsidios  cruzados, de usuarios no regulados a regulados, implícito  en la tarifa aplicable. Desde luego el PUI debe hacer parte de la metodología de remuneración de la actividad de comercialización, reglada por la CREG.

Nos parece de la mayor importancia que se avance, como se propone en este borrador de Decreto, en la incorporación del agregador de demanda, como nuevo agente de la cadena, lo mismo que la autogeneración y la generación distribuida, los cuales contribuyen a empoderar al usuario, mediante la respuesta de la demanda, dejando de ser un sujeto pasivo de la prestación del servicio, definido por la Ley 142 de 1994 como esencial.

En ello juegan un rol fundamental para activar los mecanismos que permitan las reducciones o desconexiones de demanda en el mercado de energía mayorista. Para posibilitarlo es menester impulsar la digitalización, mediante la instalación masiva de la infraestructura de medición inteligente (AMI, por su sigla en inglés), la desconcentración y la democratización del Sistema, bases fundamentales para la promoción e implementación de las llamadas comunidades energéticas.

Y hablando de autogeneración, se proponen reglas adicionales a las ya existentes en esta materia en el Decreto 1073 de 2015, referida a las denominadas áreas especiales, por la cuales se entiende aquellas donde no están dadas las condiciones apropiadas desde el punto de vista técnico para atender la prestación “normal” del servicio de electricidad.

Se plantea que los operadores de red se puedan acoger a dicha disposición, contrariando lo dispuesto por la Ley 1715 de 2014. Ello terminaría distorsionando el mercado mayorista, pues daría lugar a prácticas oportunistas, pues cualquier generador, sin importar su capacidad de generación, podría vender sus excedentes de energía en condiciones privilegiadas escudándose en su ubicación en un área especial. 

De los términos en que está concebido el texto se sigue que los autogeneradores a gran escala (> 1 MW) recibirían el mismo tratamiento que está reservado por la Ley a los autogeneradores a pequeña escala. Ello puede dar pie a que sean los operadores de red los que le saquen ventaja a esta modalidad montando sus propios “autogeneradores” y, de este modo, inversiones ineficientes terminarían lastrando sus costos y propiciando alzas tarifarias atribuibles a las mismas.

Además, si no se corrige el texto conforme está redactado puede derivar en aumentos no deseados de la tarifa al usuario final, dada la cantidad de excedentes comercializados que tocaría remunerar, de acuerdo con la regla vigente.

Huelga decir que la entrega de energía reactiva por este medio, sin control y sin estudios previos de evaluación, entraña riesgos en la calidad de la prestación del servicio por deficiencias en las redes, los altibajos de voltaje e ineficiencias que van a contrapelo de las condiciones en las que le debe llegar al usuario el fluido eléctrico, según lo dispuesto en la Ley 143 de 1994.

Consideramos como algo positivo la propuesta que busca mitigar los riesgos de exposición a precios de bolsa por parte de los usuarios, más aun teniendo en cuenta que hay varios agentes comercializadores que hoy presentan un alto grado de exposición y que, en teoría, en el segundo semestre de este año comenzaría a fortalecerse la probabilidad de El Niño, lo que posiblemente llevaría a mayores precios de bolsa. 

Sin embargo, como es bien sabido, la CREG, además de su Resolución 130 de 2019, que promueve los principios de transparencia, eficiencia, fiabilidad y neutralidad, también viene trabajando en el tema con una resolución que el mes anterior cerró su proceso de comentarios. Desde luego, todo cuanto se haga por reducir la presión al alza de los precios y las tarifas de energía es plausible.  

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

Industria
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Presidente nombra a cuatro nuevos expertos comisionados (e) en la CREG

by Martín Rosas

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) informó que mediante los Decretos 476 y 477 del 31 de marzo de 2023, junto con los Decretos 0491 y 0492 del 4 de abril de 2023, el presidente de la República efectuó el nombramiento en la modalidad encargados a cuatro expertos comisionados.

Los nuevos expertos comisionados nombrados por el Presidente son: Manuel Peña Suárez, Ángela María Sarmiento, Juan Carlos Bedoya y Adriana María Jiménez.

Los nombramientos se dan luego de que el presidente Gustavo Petro, el 23 de marzo de 2023, suspendiera provisionalmente el nombramiento de la experta comisionada Sara Vélez Cuartas, declarara la vacancia definitiva del comisionado Jorge Valencia, y se aceptara la renuncia del experto comisionado Andrés Barreto.

En consecuencia, cinco de los seis comisionados que conforman la Comisión han sido nombrados por el presidente Petro, pues José Fernando Prada fue nombrado en noviembre de 2022, y solo Natasha Avendaño viene de la administración anterior.

Los nuevos comisionados

Manuel Peña Suárez es Ingeniero Electricista de la Universidad Industrial de Santander, especializado en Sistemas de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica de la Universidad de los Andes y máster en Economía de la Universidad Javeriana.

Se desempeñó como ingeniero de Proyectos Eléctricos de Centrales Eléctricas del Norte de Santander; jefe de la Oficina de Planeación del Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL); subdirector de Planificación Corporativa del Instituto de Planificación de Soluciones Energéticas (IPSE); director de Energía de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y gerente general de la empresa privada DIMCO.

Ángela María Sarmiento es máster en Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia, con estudios de maestría en Ciencias Económicas de la Universidad Santo Tomás. Ha trabajado como directora técnica en la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, y asesora de la CREG, así como del Departamento Nacional de Planeación.

Tiene experiencia como docente de Regulación e Ingeniería en la Universidad Industrial de Santander, Universidad Distrital Francisco José de Caldas e investigadora en grupos acreditados por Colciencias de la Universidad Nacional de Colombia.

Juan Carlos Bedoya es PhD y magíster en Ingeniería Eléctrica, con estudios de maestría en Ciencias Económicas, y becario Fulbright. Lleva más de 17 años desarrollando proyectos, investigaciones y liderando equipos en el sector energético de Colombia, Centro América y EE.UU, logrando durante su experiencia el desarrollo de modelos para incentivar el uso de fuentes de generación limpia, planeamiento de la T&D, integración regional, mercados nodales, modelos de resiliencia, energía transactiva, inteligencia artificial, implementación de las subastas del cargo por confiabilidad y sistemas de liquidación de mercado, entre otros.

Por su parte, Adriana María Jiménez se desempeñaba como asesora del Ministerio de Minas y Energía. Es economista de la Pontificia Universidad Javeriana, con especialización en Derecho de la Competencia y Libre Comercio de la misma universidad, cuenta también con una especialización en Gestión de Proyectos de Universidad CEMA y una maestría en Economía y Políticas Públicas de la Universidad Torcuato Di Tella.

Tiene 26 años de experiencia en políticas públicas y regulación. Ha sido asesora de la CREG, el DNP y consultora de proyectos en PSI Consultores. Igualmente trabajó en la Unidad de Restitución de Tierras y en Fedepalma.

GLP
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Colombia: Cerca de un millón 300 mil familias podrían sustituir la leña por GLP

by Martín Rosas

El GLP es el combustible que se podría adoptar más fácilmente para sustituir la cocción con leña y otros materiales contaminantes que actualmente utilizan 1,6 millones de familias en Colombia. No obstante, en el Plan Nacional de Desarrollo no se contemplan acciones en este sentido.

De acuerdo con el Plan Nacional de Sustitución de Leña, realizado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) a finales de 2022, el 75 por ciento de las un millón 600 mil familias que aún cocinan con leña u otros materiales contaminantes en Colombia podrían fácilmente pasarse al gas licuado del petróleo (GLP).

No obstante, ni en el Ministerio de Minas y Energía ni en el Plan Nacional de Desarrollo se contemplan acciones en ese sentido.

Así lo presentó Alejandro Martínez, presidente de la Asociación Colombianas del GLP (Gasnova) al anunciar las propuestas del gremio para acelerar la sustitución de combustibles contaminantes en la cocción de alimentos.

Efectivamente, por su economía, alto poder calorífico, bajas emisiones de CO2 y la facilidad de llegar a los sitios más remotos del país, el GLP se presenta como el combustible más costo eficiente en la lucha contra el uso de leña, que actualmente utilizan cerca de cinco millones de personas en Colombia.

A las ya viejas propuestas de actualizar las tarifas de los subsidios del GLP para los estratos 1 y 2, la ampliación del beneficio a más departamentos de los actuales seis (archipiélago de San Andrés, Nariño, Caquetá, Putumayo, Amazonas y parte del Cauca), Gasnova propone que Ecopetrol asegure la producción con destino al consumo nacional, que se desligue el precio interno del precio internacional (actualmente está atado a la paridad exportación) y que se termine con el monopolio en la distribución de gas natural por redes, para que el GLP pueda competir también en ese servicio.       

En la actualidad, el 66,8 de las familias colombianas utilizan gas natural para la cocción de alimentos, 21 % GLP, y el 2,3% electricidad. Para las 1,6 millones de familias que aún cocinan con leña, la UPME analizó el potencial de energéticos alternativos por departamento y determinó cuáles serían los de mayor adopción.

En el caso del GLP, los departamentos que tienen una muy alta viabilidad de adopción son Caldas, Cundinamarca, Huila, Risaralda, Sucre y Tolima, donde el valor de los subsidios sería de 70 mil millones de pesos anuales, para beneficiar a más de un millón 200 mil personas.

Los departamentos con alta viabilidad son Boyacá, Cesar, Norte de Santander, Santander y Valle del Cauca, con un monto de subsidios estimado en 83 mil millones de pesos anuales, que beneficiarían a cerca de 1,5 millones de personas.

Actualmente, el monto de los subsidios para los seis departamentos beneficiados es de $60 mil millones. Según el estudio de la UPME, la cobertura de subsidios para el 75% de familias que cocinan con leña costaría $400.000 millones al año, por lo que Gasnova propone que el programa de sustitución se realice por etapas para no impactar el presupuesto nacional.

Frente al gas natural, la electricidad y el biogás, el GLP es el combustible para cocción que tiene más ventajas, según el estudio de la UPME.

Entre los criterios que tuvo en cuenta la entidad están: la existencia de plantas de abastecimiento y distribuidores en los departamentos, la disponibilidad de vías de acceso, la densidad de los hogares y la cobertura de gas combustible en zonas rurales.

Finalmente, Martínez señaló que si el país se embarca en un programa de sustitución de leña al 2050, se evitaría la tala de 3.200 hectáreas de bosque al año, la reducción de 37,4 millones de toneladas de CO2 equivalentes, y se evitaría que anualmente se enfermen 341.000 niños menores de cinco años y 453.000 mujeres adultas por el uso de leña para cocción, con un costo anual para el sistema de salud de 164.000 millones de pesos al año.

Hidrógeno/Vehicular
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El hidrógeno en motores de combustión interna ya está disponible

by Martín Rosas

A medida que crece la preocupación general por el cambio climático y las regulaciones ambientales cada vez más estrictas, las flotas comerciales están evaluando soluciones que les ayudarán a lograr la neutralidad de carbono en su amplia gama de aplicaciones de vehículos.

El hidrógeno y los motores de combustión interna (ICE por su sigla en inglés) de hidrógeno están recibiendo mucha atención últimamente.

El hidrógeno es el elemento más abundante del planeta y un combustible libre de carbono, que se produce eficientemente a partir del agua mediante el proceso de electrólisis. Es por esto que se promociona como uno de los caminos más rápidos para reducir las emisiones y por su potencial para desempeñar un papel clave en el logro de la descarbonización global. 

Tanto es así que, además de las inversiones de capital privado durante los últimos años, se están implementando cada vez más programas legislativos para ayudar a respaldar los esfuerzos para catalizar el uso del hidrógeno. 

Específicamente, programas que ayudarán a facilitar la producción, el almacenamiento, el transporte y el uso final del hidrógeno y, lo que es más importante, para el transporte comercial, el establecimiento de una red de estaciones de servicio de hidrógeno que respaldará el uso generalizado en sectores que serán difíciles de electrificar, como el transporte de carga pesada.

¿Por qué motores IC de hidrógeno?

Hay muchas similitudes entre el motor de combustión interna que funciona con diésel y el ICE de hidrógeno, lo que lo convierte en una transición cómoda tanto para los OEM como para las flotas.

  • Un motor de combustión interna quema hidrógeno de la misma manera que quema diésel
  • La autonomía y los tiempos de repostaje son comparables.
  • El ICE funciona mejor con cargas altas constantes, ya sea con diésel o hidrógeno, lo que lo convierte en la solución ideal para aplicaciones de larga distancia.
  • Los motores diésel y de hidrógeno comparten componentes similares creando beneficios de escala.

Lo anterior describe la viabilidad de la transición de ICE a hidrógeno desde un punto de vista operativo y económico. Otros motivadores clave incluyen que para los OEM, los motores de hidrógeno ofrecen facilidad de adaptabilidad en aplicaciones de servicio pesado al utilizar arquitecturas de vehículos existentes. 

Para las flotas son una tecnología conocida en operación, solución de problemas, mantenimiento, servicio y capacidad de conducción, todo lo cual ofrece un alto nivel de familiaridad. Además, tanto para los OEM como para las flotas, la cadena de suministro ICE existente y establecida se puede aprovechar de manera eficiente.

Al aprovechar las tecnologías y las cadenas de suministro existentes, la industria del transporte comercial en general puede estar tranquila de que el ICE confiable y probado en el tiempo puede vivir con un nuevo combustible.

Pequeño cambio, gran solución

El sistema H2 HPDI (Inyección Directa de Alta Presión) de Westport, proporciona soluciones OEM completas de inyectores «de la punta al tanque» que permiten que los mismos motores de combustión interna que se encuentran en las flotas ahora cambien el sistema para que funcione con hidrógeno en lugar de diésel. 

El sistema, cuando se alimenta con hidrógeno, ofrece más potencia y par motor que el diésel al tiempo que reduce drásticamente las emisiones, con los siguientes beneficios:

  • Hasta un 20% más de potencia que el diésel
  • Hasta un 18 % más de par que el diésel
  • Casi cero emisiones de CO 2
  • Conserva la arquitectura del motor diésel existente
  • Preserva la inversión y la infraestructura de fabricación de motores existentes
  • El costo más bajo para lograr el cumplimiento de CO 2

Según Westport, el H2 HPDI es la forma más rentable de reducir las emisiones de CO 2 en camiones de larga distancia y otras aplicaciones de larga distancia con cargas elevadas. El sistema puede utilizar la infraestructura de fabricación existente, con inversiones de capital reducidas, lo que acelera el tiempo de comercialización. El rápido escalamiento de la producción significa que el H2 HPDI puede implementarse rápidamente, estimulando aún más la demanda de hidrógeno y acelerando la reducción de las emisiones acumuladas de GEI.

Fuente: Westport

Industria
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Designan a Ricardo Roa como nuevo presidente de Ecopetrol

by Martín Rosas

Ecopetrol informó que su Junta Directiva, en sesión del 11 de abril de 2023, designó como presidente de Ecopetrol S.A. a Ricardo Roa Barragán, quien asumirá el cargo a más tardar el 30 de abril de 2023.

De acuerdo con el comunicado, el proceso de evaluación y selección de los candidatos se adelantó con el apoyo del Comité de Compensación, Nominación y Cultura de la Junta Directiva de Ecopetrol S.A. y contó con el acompañamiento de una firma internacional experta en selección de ejecutivos de alto nivel.

El proceso de selección y nombramiento del nuevo presidente se dio en varias etapas. En primera instancia la firma internacional experta identificó un número plural de candidatos que reunían las condiciones definidas en el perfil del cargo; posteriormente, la firma presentó un número reducido de candidatos que fueron entrevistados por la Junta Directiva. Finalmente, la Junta designó al ingeniero Roa por consenso.

Ricardo Roa Barragán es Ingeniero Mecánico y técnico Electromecánico de la Universidad Nacional, especialista en Sistemas Gerenciales de Ingeniería de la Universidad Javeriana, y maestría en Estudios de Política en la misma universidad.

Tiene amplia experiencia en planeación, dirección, administración, estudio y desarrollo de actividades y proyectos en el sector energético, especialmente en las áreas de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía y gas. Además, fue catedrático de las universidades Nacional de Colombia, Externado de Colombia, Autónoma de Bucaramanga y Antonio Nariño.

En el sector energético, se ha desempeñado como gerente de la desaparecida Empresa Electrificadora de Santander (ESSA), presidente de la Transportadora de Gas Internacional (TGI) (donde el Grupo Energía de Bogotá es unos de sus mayores accionistas), gerente de la Empresa de Energía de Bogotá (estos dos últimos cargos durante el período en que Gustavo Petro fue alcalde de Bogotá), y la Empresa de Energía de Honduras.

También ha formado parte en las juntas directivas de Codensa, Emgesa, Gas Natural, REP Perú, Calidda, Contugas y Trecsa.

Desde 2019, Roa Barragán se desempeñó como gerente de la Empresa de Energía de Honduras (EEH), de donde salió en una fuerte confrontación con ese gobierno, incluso anunció públicamente que interpondría una demanda internacional en contra de Honduras por 805 millones de dólares. Regresó a Colombia y fue nombrado como gerente nacional de la campaña de Gustavo Petro.

Industria
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Chevron aumenta inversiones en la isla de San Andrés

by Martín Rosas

Chevron culminará en 2023 inversiones por 2.5 millones de dólares en el terminal de combustibles de San Andrés. Además, invertirá cerca de 3 millones de dólares en los próximos 7 años.

Chevron Colombia anunció la finalización de las adecuaciones de su infraestructura en la terminal de combustibles de San Andrés para responder al requerimiento del Gobierno nacional de proveer un combustible mezclado con etanol en la isla, el cual es más amigable con el medio ambiente. Lo anterior generó inversiones de Chevron en la isla de $1,3 millones de dólares en obras de adecuaciones de tanques y sistemas de bombeo, entre otras.

Adicionalmente, para garantizar la confiabilidad del suministro de combustible de aeronaves y seguir ofreciendo un servicio de óptima calidad, Chevron renovó su flota de refuellers (camiones cisterna para aeronaves), adquiriendo nuevos equipos por valor aproximado de $1,2 millones de dólares.

“Además de las inversiones en obras que se están concluyendo, contamos con un plan de inversiones adicionales de cerca de 3 millones de dólares en los próximos 7 años. Esto garantizará que la isla siga contando con el combustible requerido para suplir las necesidades en los sectores de comercio, aviación y naviero”, afirmó el gerente de operaciones de Chevron Colombia, Juan Afiuni.

Sumado a esto se realizaron inversiones en adquisición de predios para mantener la confiabilidad de operaciones aeroportuarias.

Nuevas inversiones sociales

Con una apuesta de más de 18 años de historia, Chevron, en alianza con la Corporación Juego y Niñez y la Gobernación de San Andrés, ha trabajado por la educación en la Isla, beneficiando anualmente a 2.000 niños del programa de ludoteca.

“En las próximas semanas lanzaremos un nuevo programa educativo con el apoyo de la Corporación Juego y Niñez para implementar una metodología en la que los niños, niñas y adolescentes al jugar, leer, cantar, pintar y explorar, desarrollen habilidades socioemocionales, competencias ciudadanas y creatividad. Además, estrenaremos un proyecto de prevención de violencia para la niñez en la isla”, explicó Alejandro Riveros, encargado de Asuntos Corporativos de Chevron para San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

Adicionalmente, la primera semana de mayo se presentará un nuevo proyecto para el fortalecimiento del monitoreo participativo de los arrecifes coralinos en Colombia, mediante el programa de ciencia ciudadana Reef Check. Este se realizará por medio del apadrinamiento de expediciones en Providencia y Santa Catalina.

Este año se fortalecerá también el laboratorio de propagación asexual y sexual de corales con fines de restauración. Además, se trabaja en el aumento de la capacidad técnica para el laboratorio y banco genético, así como en la educación de 1.000 niños de la isla para el cuidado de arrecifes.

Gas Natural
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Llegaría gas de Vaca Muerta a Brasil a través de gasoductos bolivianos

by Martín Rosas

La petrolera estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) aseguró que el gas natural argentino podría llegar al mercado brasileño a través de Bolivia. Es una alternativa que el gobierno de Luis Arce comienza a considerar frente a una producción doméstica de gas en declive.

Por: NICOLÁS DEZA*

El presidente ejecutivo de YPFB, Armin Dorgathen, explicó que su país tiene los gasoductos para transportar el gas desde Vaca Muerta hasta Brasil.

“Uno de los mayores problemas de Vaca Muerta es el transporte y Bolivia tiene una de las llaves para la solución”, dijo Dorgathen en la Reunión Regional de la Asociación Internacional de Constructores de Pipe Line & Off Shore (IPLOCA) que se realizó en Santa Cruz de la Sierra. En ese caso, se deberían realizar inversiones dirigidas a cambiar el flujo de los ductos y expandir su alcance.

Dorgathen consideró que Vaca Muerta no es una amenaza para el gas boliviano, sino una complementación, según recogió el portal Energía Bolivia. “Hay diferentes empresas que están visualizando la oportunidad de ingresar a Bolivia. La necesidad de gas que existe en el mercado brasileño es creciente, ya sea que el recurso venga de Vaca Muerta o de campos bolivianos o que venga del LNG”, dijo.

Expansión del Gasbol en el sur

Bolivia tiene dificultades para cumplir con sus compromisos de abastecimiento de gas con Brasil y Argentina debido al declive de la producción doméstica. “Tenemos un problema claro con la producción, hay una declinación hace bastante tiempo de nuestros campos que son reservorios naturalmente fracturados”, reconoció el directivo de YPFB.

Consciente del problema, el gobierno boliviano contempla la posibilidad de abrir su infraestructura de gasoductos al gas argentino para que pueda llegar al mercado brasileño. Bolivia abastece de gas a su vecino a través del gasoducto Bolivia-Brasil, también llamado Gasbol, un ducto con una extensión de 3.150 km y una capacidad de transporte de 30 MMmc/d. El tramo del lado boliviano (557 km) es operado por Gas Transboliviano, filial de YPFB, mientras que el tramo del lado brasileño (2.593 km) es operado por TBG.

Del lado brasileño, TBG tiene un proyecto para incrementar la capacidad de transporte en una sección del tramo sur del Gasbol, entre Paulinia y Canoas.

Se espera que la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) licite en el primer semestre del año un proyecto para ampliar la capacidad del gasoducto de TBG en hasta 7 MMmc/día en la sección que recorre los estados de Río Grande del Sur y Santa Catarina. La capacidad actual en Río Grande del Sur es de apenas 2,5 MMmc/d.

El objetivo del proyecto es abastecer la demanda deprimida que existe en el extremo sur de Brasil, que podría ser atendida tanto por LNG como por gas boliviano, o directamente argentino si en el futuro el tramo es conectado con la Argentina y se revierte el flujo para llevar gas hasta San Pablo.

Ralentizar el declive

El declive de la producción de gas genera preocupación en Bolivia. El país exportó gas a Brasil y Argentina por un valor de US$3.400 millones en 2022. La perspectiva de un menor ingreso de divisas por exportaciones de gas es uno de los factores que está presionando sobre la política del Banco Central de Bolivia, que está intentando sostener un tipo de cambio fijo con el dólar pese al deterioro de los términos comerciales del país.

En un intento por ralentizar el declive, el gobierno boliviano impulsa a través de YPFB una campaña de perforación en campos maduros y de exploración de nuevos campos. Pero necesitará de socios y capitales internacionales para llevar adelante las inversiones necesarias.

En esa clave se interpreta la reciente visita del ex presidente Evo Morales en Buenos Aires y Neuquén, la capital de Vaca Muerta.

YPFB y la petrolera estatal argentina YPF anunciaron la semana pasada una asociación para perforar el pozo de Charagua X-1 en el departamento boliviano de Santa Cruz, un proyecto con un potencial de producción de 1 TCF y que demandaría una inversión inicial de US$ 50 millones.

“Es un hito importante porque vemos nuevas empresas entrar al país. YPF efectuará su primera operación con YPFB y como empresas hermanas estamos coadyuvando como socios en esta inversión de Charagua X-1 para que se desarrolle de la mejor manera posible”, afirmó Dorgathen.
*Tomado de Econojournal

Sostenibilidad
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Enel Green Power y Congsa fortalecen el apiario solar de La Loma

by Martín Rosas

Con este nuevo aliado, Enel Green Power fortalecerá los sistemas agrovoltaicos en el Cesar con el objetivo de demostrar que la generación de energía, las economías locales y la biodiversidad pueden compartir el mismo suelo.

Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, y la consultora ambiental CONGSA firmaron un convenio de cooperación para fomentar la producción de las dos unidades apícolas, ubicadas la zona de influencia del proyecto solar La Loma.

Con una inversión superior a los $214 millones de pesos, las compañías sumarán esfuerzos para contribuir con el desarrollo local y económico de la comunidad que se encuentra dentro de la zona de influencia del proyecto fotovoltaico, ubicado en los corregimientos de Potrerillo y La Loma, en el municipio de El Paso, Cesar.

El apiario solar de La Loma cuenta con 11 colmenas que se construyeron en convenio con el Servicio Nacional de Aprendizaje (SENA), el cual apoyó el proceso de formación y capacitación sobre la actividad apícola.

Ahora, con la participación de CONSGA, continuarán las actividades de fortalecimiento para las capacidades técnicas y productivas de las unidades apícolas y se espera que, antes de finalizar 2023, se haga la primera extracción de miel de las unidades de producción apícola ‘Miel de la Esperanza’ y ‘Betel’.

“Con la firma de este convenio, aunamos esfuerzos para demostrar que la generación de energía puede apalancar el uso sostenible del suelo, las economías locales y la protección de la biodiversidad. Bajo este programa beneficiaremos a las 17 familias que actualmente adelantan labores en el Apiario Solar de La Loma, al tiempo que contribuiremos con los Objetivos de Desarrollo Sostenible que incentivan el trabajo decente y crecimiento económico, y la protección de bosques y biodiversidad”, aseguró Gian Paolo Daguer, gerente de Sostenibilidad de EnelColombia.

Esta alianza contempla el acompañamiento de expertos que apoyarán el desarrollo del proyecto, la mejora de las unidades productivas, el proceso de extracción; así como la creación de espacios acordes para la actividad apícola.

“Este es el primer proyecto ‘agrovoltaico’ de Enel Green Power, que espera seguir fomentado el desarrollo de proyectos productivos que coexistan con sus parques fotovoltaicos en la región, que permitan el uso de la tierra para la generación de energía limpia, así como la creación de valor compartido con apicultores y agricultores locales”, concluyó Daguer.

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