Sin energía renovable competitiva no habrá hidrógeno verde

Por sus recursos naturales de agua, viento y radiación solar, estos dos últimos especialmente en La Guajira, Colombia es uno de los países que tienen oportunidades para el desarrollo de la naciente industria del hidrógeno.

De acuerdo con la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA por su sigla en inglés), para producir el hidrógeno que se demandará en 2050 se requiere la cantidad de energía que hoy consume el mundo.

Con base en esa realidad, Mónica Gasca, directora de la Asociación H2 Colombia, señaló que sin energías renovables competitivas no será posible tener hidrógeno verde en Colombia.

MÓNICA GASCA, directora de H2 Colombia.

El potencial del hidrógeno es enorme a nivel global por el papel que desempeñará en la descarbonización de la economía, especialmente por la demanda de la industria química, la producción de fertilizantes, la producción de acero y los combustibles sintéticos para aviación y el transporte marítimo.

En el sector de transporte terrestre no se le ve mucho futuro, pues es una tecnología demasiado costosa frente a los carros eléctricos. Así lo confirman las cifras. Mientras en 2022 se vendieron trece millones de vehículos eléctricos, los de hidrógeno apenas llegaron a las 56.000 unidades.

Colombia es uno de los países que tienen oportunidades para el desarrollo de la naciente industria del hidrógeno, por sus abundantes recursos de agua, viento y radiación solar, estos dos últimos especialmente en La Guajira.

Sin embargo, para que el país se pueda convertir en potencia mundial de energías renovables e hidrógeno debe sortear problemas externos e internos.

Entre los exógenos, Irena menciona que la generación de energía renovable aún no es competitiva en varias regiones del planeta y, por otro lado, los electrolizadores para producir hidrógeno aún siguen siendo costosos.

Francisco Boshell, líder de Innovación y Aplicaciones Finales de Ia Irena señaló que actualmente los electrolizadores cuestan entre 800 y 1.200 dólares por kilovatio instalado, pero hacia el 203o se debe llegar a costos entre 500 y 600 dólares por kilovatio para que la producción de hidrógeno sea competitiva.

En ese camino, que tomará años hasta que bajen los costos, Gasca destacó que Colombia tiene una hoja de ruta del Hidrógeno muy buena, “pero si no hacemos una regulación específica para el hidrógeno, si no buscamos fondos internacionales, si no tenemos incentivos tanto para la demanda como para la oferta, si no tenemos una energía renovable competitiva, no vamos a tener un hidrógeno competitivo. Aquí hay que decir que sin renovables no hay hidrógeno verde, y para eso necesitamos que las plantas que se construyan de energía renovable tengan unos precios muy competitivos.”

En el tema de los fondos de financiación, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, anunció en la instalación del Segundo Congreso Internacional del Hidrógeno, que se realizó en Bogotá el 20 y 21 de abril, la conformación de un fondo con recursos de cooperación internacional para proyectos de hidrógeno.

“La ministra lanzó el programa de financiamiento para proyectos de hidrógeno, que será una bolsa donde van a venir las multilaterales y otras entidades a dejar recursos para que podamos apoyar y apalancar los proyectos de producción de hidrógeno verde en el país”, agregó Gasca.

Y en esa carrera tanto por los fondos como por la implementación, Colombia compite en la región con Chile, que ya lleva varios años de ventaja, y con Brasil, que recientemente comenzó a implementar proyectos a gran escala y ya tiene convenios con puertos europeos.

“Aquí es importante dejar el mensaje: si nosotros no aprovechamos el momento y estamos listos para recibir esa inversión, esta se puede ir a otros países que son nuestra competencia”, señaló.

Finalmente, sobre la receptividad del gobierno en el tema del hidrógeno, Mónica Gasca dijo que ha sido muy buena. “Los mensajes del ministerio muestran que quieren apostarle al hidrógeno sostenible. Ellos han tenido una colaboración muy grande con nosotros, y por eso lanzamos el programa de financiamiento con el Ministerio y la Unión Europea. El hidrógeno es un tema muy nuevo, todos estamos aprendiendo, pero lo importante es que hay una voluntad de seguir construyendo sobre lo que ya tenemos, sobre la hoja de ruta que ya tenemos y más bien ir complementando y desarrollando nuevas estrategias para masificar las tecnologías, y que pasemos de los pilotos a tener proyectos industriales de buena escala de producción y de uso.”

En Medellín, nace la primera comunidad energética solar de Colombia

Son 24 familias del barrio El Salvador, cercano al centro de Medellín, que se convierten en las primeras microproductoras de energía solar en Colombia

En el barrio El Salvador, en el centro-oriente de Medellín, un sector de familias trabajadoras de clase media está operando la primera comunidad que le inyecta energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN), en un hecho histórico en la transición energética en Colombia.

La comunidad, EPM, la Universidad EIA, ERCO y NEU, estás últimas empresas integrantes del programa Ventures EPM, con el apoyo internacional del Reino Unido, sumaron talentos para implementar este piloto.

Darío Amar Flórez, vicepresidente ejecutivo de Nuevos Negocios, Innovación y Tecnología de EPM, explicó que “se trata de un nuevo modelo de prestación del servicio de energía, que busca dinamizar la transición energética en Colombia, donde la producción de electricidad se realiza a partir de fuentes de energía renovables no convencionales (ERNC) para inyectar energía a la red eléctrica bajo la figura de generación distribuida y recibir un reconocimiento económico por esa energía”.

Así opera la comunidad energética solar

A través de un sistema de puntos, la generación solar, en forma de generación distribuida, se convierte en una fuente de ingresos para la comunidad. Estos puntos pueden ser usados para pagar la factura de la energía al final del mes, adquirir servicios relacionados o incluso realizar intercambios entre la comunidad. 

El esquema implementado en el barrio El Salvador abre el camino para acercar la tecnología solar a los usuarios de los estratos socioeconómicos 1, 2 y 3, superar barreras crediticias y físicas, y lograr economías de escala.

La participación de las 24 familias en esta iniciativa fue voluntaria. Para el montaje se dispusieron tres techos de viviendas para instalar 43 paneles solares en dos generadores distribuidos, los cuales generan en promedio hasta 3.000 kWh/mes.

Frente al consumo de energía, cada integrante de la comunidad cuenta con un medidor inteligente y acceso a una plataforma que le permite en tiempo real gestionar, monitorear, controlar y tomar decisiones frente a su consumo de energía.

Nuevo Makro en la Avenida Boyacá de Bogotá

Después de una gran remodelación, la tienda del occidente de Bogotá está lista para ofrecer un nuevo espacio a sus clientes, brindando una experiencia de compra más cómoda y práctica.

Dentro del plan de crecimiento de Makro en Colombia, este 20 de abril abrió la nueva tienda en la Av. Boyacá con Calle 80. Esta tienda, que inició sus operaciones el 2002 en la ciudad, se renovó completamente para brindarle una mejor experiencia a sus clientes.

En 2022, Makro Colombia reportó un crecimiento del 28% en ventas, de las cuales Bogotá participó con cerca del 20%.

Eso fue lo que llevó a la firma a renovar completamente la tienda de la Av. Boyacá, con una inversión de $55 mil millones, y que forma parte de un proyecto arquitectónico, donde se construyen dos torres de oficinas de 20 pisos cada una.

“Sin duda, este plan de renovación que viene implementando Makro en distintas ciudades, y que hoy impacta positivamente en la capital, es muestra del compromiso que tiene la compañía por generar un crecimiento corporativo que aporte a la comunidad”, aseguró Nicolás Tobón, CEO de Makro.

En la nueva tienda, los clientes continuarán con la opción de comprar de acuerdo con sus necesidades, ya que Makro ofrece la posibilidad, tanto a las familias como a los negocios, de comprar productos de tamaños pequeños o grandes, sea por unidad o por cantidad, ademá, sin estar atados a una membresía.

Se destacan todas las nuevas zonas que mejoran la experiencia dentro de la tienda, como panadería y charcutería, zona de coworking, nuevos puntos de pago, parqueadero cubierto, muro verde, nuevos sistemas de ventilación inteligente y un café Juan Valdez.

Entre los avances más importantes a los que se llegó con la remodelación está la contribución a la protección y cuidado del medio ambiente, que ha sido parte central de la operación de Makro en el país, a través de cambios estructurales sostenibles que permiten a la tienda ser amigable con el entorno.

En esa línea, el nuevo espacio tendrá un bajo impacto ambiental, al ser eficiente en el consumo de recursos como el agua y la energía, pero también al considerar el aprovechamiento de la mayoría de los residuos que genere y la disminución del uso de sustancias contaminantes. Asimismo, la nueva tienda promoverá la movilidad sostenible e iniciará próximamente el proceso para obtener la certificación LEED.

Con un sorprendente diseño arquitectónico y una estética innovadora que combina estilo y funcionalidad, la tienda Makro de la Av. Boyacá busca contribuir a la mejora del urbanismo de la ciudad, aportando a la construcción de un entorno moderno y sostenible para el disfrute de la comunidad.

Los bogotanos ahora cuentan con cuatro tiendas en la ciudad, y una más ubicada en Cajicá, de las cuales dos están construidas con estándares de alta calidad para impactar positivamente en la vida de los empresarios, emprendedores y familias.

Suspenden las desviaciones significativas en servicios de gas y energía

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.

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

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.

Comentarios al proyecto de decreto sobre el servicio de energía

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.

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

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.

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

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.

El hidrógeno en motores de combustión interna ya está disponible

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

Designan a Ricardo Roa como nuevo presidente de Ecopetrol

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.

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