Autor: Martín Rosas

Gas Natural
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Empresa colombiana cancela proyecto de importación de gas desde Venezuela

by Martín Rosas

A raíz de los hechos de corrupción investigados en Venezuela y que involucran al entorno cercano del recién retirado ministro Popular de Petróleo Tareck El Aissami, la empresa colombiana interesada en el negocio de importación de gas natural venezolano decidió cancelar el proyecto.

En comunicado a la opinión pública, Energy Transitions SAS ESP señaló que “en virtud de los hechos conocidos en el día de hoy (25 de marzo), y en estricto cumplimiento con nuestras políticas de buen gobierno y responsabilidad social empresarial y de prevención del riesgo de lavado de activos y financiamiento de actividades terroristas, ha decidido cancelar de manera inmediata el proyecto de importación de gas desde Venezuela.”

Además, frente a las informaciones que vinculan a Bernardo Arosio, socio de la firma venezolana Prodata Energy CA, con una investigación por parte de la Fiscalía General de Venezuela, Energy Transitions SAS ESP aclara que:

  1. Energy Transitions SAS ESP es una empresa 100% de capital colombiano, constituida desde 2019 y dedicada, entre otras actividades, a la comercialización de gas natural. Prodata Energy CA es la empresa con la que se venía trabajando el proyecto de importación de gas desde Venezuela. Energy Transitions SAS ESP no tiene participación accionaria en Prodata Energy CA, ni Prodata Energy CA tiene participación accionaria en Energy Transitions.

2. Desde febrero de 2020, Energy Transitions venía desarrollando este proyecto de importación, de manera que, eventualmente, Colombia pudiera contar con una nueva oferta de gas natural a precios atractivos para los consumidores de nuestro país, que complementara la oferta nacional.

Sin embargo, a la fecha no se había adelantado ningún contrato de venta de gas, toda vez que el mismo estaba sujeto al visto bueno del Departamento de Estado del gobierno de los Estados Unidos, conforme a la solicitud que nuestra empresa hiciera ante esta entidad en noviembre de 2022.

Industria
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Designan a Alberto Consuegra Granger como Presidente encargado de Ecopetrol

by Martín Rosas

En la sesión del 24 de marzo pasado, la Junta Directiva de Ecopetrol designó a Alberto Consuegra Granger como Presidente encargado de la empresa a partir del 1 de abril de 2023 y hasta la fecha en que se nombre al sucesor en propiedad de Felipe Bayón Pardo, quien estará al frente de la Compañía hasta el próximo 31 de marzo.

Alberto Consuegra Granger, cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector minero energético e ingresó al Grupo Ecopetrol en 2016 como vicepresidente de Abastecimiento y Servicios. Se ha desempeñado como Presidente encargado de Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S. y actualmente es el vicepresidente Ejecutivo Operativo y representante legal suplente de Ecopetrol S.A.

De acuerdo con un comunicado, la Junta Directiva, con apoyo del Comité de Compensación Nominación y Cultura, y la asesoría de una firma caza talentos de talla internacional, continúa adelantando el proceso de selección del nuevo presidente de conformidad con la Política de Sucesión del Presidente de Ecopetrol S.A.

Sostenibilidad
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Ecopetrol se compromete a reducir en 55% sus emisiones de metano a 2030

by Martín Rosas

Este nuevo objetivo complementa el compromiso de cero emisiones netas de carbono a 2050 que asumió la compañía en marzo de 2021. La empresa utiliza tecnología de punta como cámaras infrarrojo, vuelos con sensores e imágenes satelitales para la detección y medición de las emisiones de metano.

Ecopetrol se comprometió a reducir sus emisiones de metano en un 45% a 2025 y en un 55% a 2030, con respecto a la línea base de 2019, en las operaciones directas del segmento de producción a través de la detección, medición y eliminación de emisiones fugitivas y la reducción de venteos en tanques y pozos.

La meta establecida para esta década logrará disminuir cerca de 45.000 toneladas de metano, que equivalen a más de 1.200.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2). De esta manera la Empresa busca robustecer sus esfuerzos para mitigar el cambio climático, dado que el metano es uno de los gases que más contribuye al efecto invernadero.

A la fecha, Ecopetrol ha avanzado en la detección y cuantificación de las emisiones utilizando diferentes tecnologías de vanguardia como cámaras infrarrojo y medidores de flujo, así como análisis de imágenes satelitales y vuelos con sensores de metano, con los cuales se han evaluado cerca del 95% de las operaciones de la compañía. A la fecha se ha logrado el cierre de más de 1.700 fugas identificadas.

También se ha unido a iniciativas globales como la Coalición por el Clima y el Aire Limpio (CCAC) y la Oil and Gas Methane Partnership (OGMP 2.0), lideradas por Naciones Unidas, con el propósito de intercambiar conocimiento, acceder a recursos de cooperación y a nuevas tecnologías de detección, medición y reducción de emisiones de metano.

“Seguimos sumando metas concretas a nuestra agenda de SosTECnibilidad y al plan de descarbonización para avanzar con determinación hacia los objetivos que nos hemos trazado en materia de cambio climático. De esta manera, ratificamos nuestro compromiso con el desarrollo sostenible y con liderar la transición energética no solo en la industria, sino en Colombia y Latinoamérica”, afirmó Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Esta nueva meta complementa el compromiso anunciado por la compañía de alcanzar cero emisiones netas de carbono al 2050 (alcance 1 y 2) y reducir en 25% sus emisiones de

CO2e a 2030 (alcances 1 y 2).

Además, busca aportar al compromiso adquirido por el país en la Conferencia de las Partes-COP26 realizada en Glasgow en 2021, de reducir el 30% de las emisiones de metano a 2030 y a los retos establecidos en el Acuerdo de París para mitigar el calentamiento global.

Las emisiones de metano a nivel mundial son responsables del 25% del calentamiento global. El metano es uno de los gases de efecto invernadero que más contribuyen al cambio climático, con un potencial de calentamiento global 28 veces mayor que el CO2.

Ecopetrol realizará revisiones periódicas a la meta, analizando aspectos tecnológicos, operativos y económicos con la ambición de aproximar a cero las emisiones de metano que se generan en las operaciones durante la próxima década.

Sostenibilidad
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Colombia, una reserva forestal en potencia

by Martín Rosas

Como en tantos otros frentes, Colombia podría ser una potencia mundial en materia forestal; sin embargo, los años pasan y se siguen contando décadas perdidas.

El sector forestal en Colombia tiene inmensas bondades desde cualquier ángulo que se le mire. La conservación de bosques nativos y la plantación comercial es el mejor vehículo contra la deforestación y la emisión de gases de efecto invernadero; además, por ser uno de los pocos países en el mundo que cuenta con tierras para la expansión agrícola, tiene el potencial de multiplicar la generación de empleo, los recursos económicos y la sustitución de exportaciones; y hasta en la arquitectura, la madera es el material más sostenible de la construcción, pero no se utiliza en el país.

No obstante, pese a este inmenso potencial, nunca ha sido tomado en serio por los gobiernos. Los años pasan y el país sigue a la espera de políticas públicas que lo conviertan en una potencia forestal.    

En el reciente primer congreso del sector que organizó la Federación Nacional de Industriales de la Madera (Fedemaderas), se señalaron las enormes potencialidades del área forestal.

Efectivamente, Juan Miguel Vásquez, director Ejecutivo de Fedemaderas, señaló que Colombia cuenta con 538 mil hectáreas en plantaciones forestales comerciales y cerca de 70 mil hectáreas en aprovechamiento del bosque natural; pero en bosque natural se podría llegar a 4 millones de hectáreas y en plantaciones a 7,5 millones de hectáreas.

En términos de empleo, para un periodo de treinta años, pues la industria forestal es un negocio de largo plazo, se podría pasar de los actuales 170.000 empleos directos e indirectos y otros 23.000 en la cadena de transformación, a cerca de 2,5 millones de empleos formales e informales.

JUAN MIGUEL VÁSQUEZ, director Ejecutivo de Fedemaderas

Las oportunidades del sector están identificadas desde hace años. Fedemaderas considera que para hacerlas realidad se debe tener un único responsable institucional en el tema de la reforestación con plantaciones comerciales, al igual que un único responsable del manejo sostenible de los bosques naturales.

Y es que en la institucionalidad, las responsabilidades están muy particionadas. El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, que tienen un poco de liderazgo con el Servicio Nacional Forestal, está enfocado sustancialmente en bosque natural; el Ministerio de Agricultura y Desarrollo Rural sigue más tímidamente enfocado en plantaciones forestales, y el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo planteará propuestas en lo que el Gobierno llama la reindustrialización.

“Nosotros como Fedemaderas lo que buscamos es que nos tenemos que sentar los cuatro en la misma mesa para conectar todos los vértices y no tener cada vértice por separado”, dice Vásquez.

Si bien el Gobierno ha acogido la propuesta en lo que ha denominado Agencia para el Desarrollo del Servicio Nacional Forestal, que está consagrada en las líneas base del Plan Nacional de Desarrollo, tal como fue presentada al Congreso, es una agencia que dependería del Minambiente, pero Fedemaderas considera que debe depender de una instancia superior, directamente de Presidencia, porque es una agencia o rectoría única forestal que tiene que unir bosque natural, plantaciones y comercialización e industrialización, “porque, finalmente, la bioeconomía no es ni de Hacienda ni de Educación ni de Comercio, sino de país.”

Deforestación, la otra cara de la moneda

En el tema de deforestación, Vásquez destaca que en la última década el ritmo ha bajado a una tasa de crecimiento anual del 4,5%, mientras que hace diez años la tasa de deforestación era del 8% anual. Sin embargo, esta actividad criminal cobra cada año 120 mil hectáreas.

Para el dirigente gremial, el fenómeno de la deforestación debe ser abordado como un problema económico. “Eso quiere decir oportunidades económicas en el campo para las comunidades, para que no se presten para las mafias y tengan una alternativa mucho más productiva, y eso se hace con base en más núcleos, llegar a unos cien núcleos de aprovechamiento de bosque natural”, señala Vásquez.

Exportaciones, una mina sin explotar

En materia de bioeconomía, Colombia ocupa el cuarto lugar en Latinoamérica, muy por debajo de otros países, pero, el mundo y especialmente los Estados Unidos, demandan maderas y productos derivados. Luego, en materia de exportaciones existe un enorme potencial.

En la balanza comercial, el forestal apenas llega al 0,2%, pero si se desarrolla el sector los cálculos del gremio estiman que podría representar 1,7 veces las exportaciones de café o un 40% de las exportaciones de carbón.

Finalmente, Vásquez señala que el forestal es un sector sobre diagnosticado, y que el siguiente paso debe ser tener un sector más integrado: bosque natural, plantaciones, comercio e industrialización, con una política pública y seguridad jurídica, que parta de una relación armónica con el gobierno, y también con actores internacionales que están dispuestos a invertir.

Mientras la mayoría de países del mundo usan comercialmente sus bosques naturales, Colombia les ha dado la espalda.

Pese a que desde el 2000 se diseñó un Plan de Desarrollo Forestal, los años pasan y el país sigue en el sueño de los justos, a la espera de algún día convertirse en una potencia forestal.

Alternativos
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Informe Energy Trends: Colombia avanza hacia la transición digital

by Martín Rosas

Las prioridades en términos de inversiones en el segmento de energía, recogidas en el informe Energy Trends, elaborado por NTT DATA, no difieren mucho de las tendencias que se visualizan en Colombia. El desafío: capitalizar las nuevas oportunidades mientras se apoya la transformación del negocio tradicional de hidrocarburos.

Colombia se consolida como uno de los casos de estudio destacados de Latinoamérica en materia de transición energética y descarbonización. Al mismo tiempo, enfrenta el desafío de avanzar con la transformación digital de la industria de los hidrocarburos tradicionales, -una de las que más aporta al presupuesto nacional- para ganar eficiencia y hacerla más sostenible.

El informe Energy Trends, elaborado por NTT DATA, muestra las prioridades de inversión en el mundo y que tienen como foco las energías renovables, la electromovilidad y el almacenamiento.

Entre 2018 y 2020, en todo el mundo, las principales empresas del sector llevan invertidos más de US$6.400 millones, en especial en iniciativas que involucran startups de base tecnológica.

Colombia está en línea con las principales tendencias que se visualizan en el reporte. Desde 2018 surgió un fuerte impulso para promover las energías renovables no convencionales. Se realizaron dos subastas en los segmentos eólico y solar que la posicionaron como uno de los protagonistas en materia de transición energética y que permitieron el ingreso de nuevos jugadores en el país.

Entre otras iniciativas, NTT DATA trabaja con el gobierno nacional y con el Banco Interamericano de Desarrollo en la llamada “Hoja de ruta del hidrógeno en Colombia”, que busca impulsar esta tecnología limpia en el país.

Por otra parte, con el apoyo de startups, se está invirtiendo en electromovilidad y desplegando tecnologías para que haya puntos de carga troncales que faciliten la comunicación entre las principales ciudades del país.

Al mismo tiempo, la principal compañía energética de Colombia avanza en su proceso de transformación digital y generó un ecosistema de innovación para generar eficiencia en las operaciones tradicionales o apostar a las energías limpias.

“Los datos impulsados por tecnologíaas innovadoras permiten crear nuevos modelos de negocios adaptados a las necesidades de los consumidores, entregar nuevas experiencias a los clientes, promover la educación en consumo energético y llevar la eficiencia a un nuevo nivel”, asegura Alejandro Escobar Arboleda, Head of Utilities & Energy de NTT DATA Colombia.

“Con las tecnologías adecuadas y la visión clara, el doble objetivo se hace posible: mejorar lo que ya existe en el segmento de energías tradicionales al tiempo que se construye lo que hace falta en el mundo de las renovables”, agrega.

“Apenas el 2% del total de inversiones detectado por el informe estuvo destinado a Latinoamérica, lo que significa que la ventana de crecimiento para la región es muy grande”, afirma Raphael Saueia Bueno, Energy & Power Partner Americas en NTT DATA.

Alternativos
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La Transición Energética requiere de una planificación y un desarrollo paulatino

by Martín Rosas

El Ministerio de Minas y Energía socializó ante el comité de los Fondos de Inversión Climática (CIF) su plan de inversiones para los 70 millones de dólares que el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) le otorgó a Colombia para impulsar la Transición Energética Justa.

Aggreko, compañía líder en alquiler de soluciones de energía, climatización y enfriamiento industrial, le propone al país implementar la optimización de energía soportada en la integración de energías renovables, como solar y eólica, con almacenamiento de energía con baterías (BESS).

En el “Green Energy Summit 2023″, que se celebrará en el Hotel Sheraton de Bogotá el 29 y 30 de marzo próximos, será el espacio propicio donde los panelistas, empresarios e invitados podrán exponer los retos que actualmente tiene el sector energético de Colombia frente a la necesidad de energías renovables.

Entre las entidades que harán parte del evento se encuentran  el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, Ecopetrol, Hidrógeno Colombia, Aggreko, Asociación Colombiana de Energía Solar, Schlumberger y la Unidad de Planeación Minero Energética, entre otros.

En inversiones, el Gobierno busca desplegar tecnologías asociadas al hidrógeno verde, expandir las redes de transmisión con la generación de fuentes no convencionales.

Al respecto, Camilo Salcedo, gerente de Desarrollo de Nuevos Negocios de Aggreko en Colombia, comenta que “la Transición Energética de Colombia requiere una planificación y un desarrollo paulatino. Se pueden implementar una mezcla de sistemas energéticos para garantizar los menores costos operacionales y reducción de emisiones sin comprometer la confiabilidad”

El sistema avanzado de integración que expondrá la compañía está basado en tres grandes vertientes estratégicas:

Generación Térmica: Ante el cambio climático y la creciente preocupación por el futuro del medio ambiente, la búsqueda de la descarbonización se ha convertido en una prioridad para muchos países y empresas.

Sin embargo, las fuentes de energía renovables son variables y por eso los expertos apuntan a la necesidad de complementar con la generación de energía térmica capaz de satisfacer la demanda en tiempos de indisponibilidad, garantizando la seguridad energética.

La generación de energía con gas ofrece una alternativa más ecológica y económica que el diésel y el fuel-oil pesado. Un buen ejemplo de aplicación son los gasoductos virtuales, una alternativa de un gasoducto físico, en la cual el gas se transporta como GNL o GNC hasta el punto de uso. 

Otro buen ejemplo de solución es el uso de gas en boca de pozo para la generación de energía de campo en la industria de petróleo y gas. La reutilización de estos gases de campo que no pueden ser comercializados al no cumplir con las condiciones RUT para el transporte o que por su distancia al punto de conexión tendrían unos costos muy elevados, evita que estos recursos sean quemados en las teas, por lo que reducen en gran medida las emisiones contaminantes que se generan.

Energía Renovable: Los sistemas de energía renovable son una forma eficaz de aprovechar los recursos naturales para proporcionar energía. Una vez que se instalan las plantas solares o eólicas, los costos de generación de energía son casi inexistentes, al igual que el nivel de emisiones; pero a diferencia de la generación térmica, la energía eólica y fotovoltaica (PV) son fuentes de energía variables sujetas a las condiciones ambientales.

Por lo tanto, el crecimiento de las energías renovables puede llevar a un incremento de la inestabilidad de la red y a la incertidumbre operativa, especialmente en redes aisladas, por lo que si la energía se interrumpe por cualquier motivo, es importante asegurarse de que están respaldados por sistemas de almacenamiento o una solución temporal de energía térmica.

Almacenamiento en Baterías: La solución de almacenamiento de energía cuenta con “baterías con cerebro”, o sea, un software automatizado e integrado para garantizar la máxima eficacia y eficiencia del sistema.

Este tercer pilar de las plantas híbridas es la clave para un suministro estable y confiable. La integración de baterías fortalece la red, al amortiguar el impacto de la fluctuación de la demanda y el suministro de energía. Al mismo tiempo, aumenta la vida útil de los generadores y disminuye los costos asociados de operación y mantenimiento (O&M) al hacerlos funcionar cada vez más eficientemente.

“Es el momento indicado para elaborar estrategias para el futuro de la transición energética de Colombia y las nuevas oportunidades creadas para las empresas verdes a través de la priorización de proyectos verdes en la matriz energética del país”, concluyó Salcedo.

Hidrógeno
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África y Europa, motores de la economía mundial del hidrógeno verde

by Martín Rosas

El África subsahariana ocupa una posición estratégica para el desarrollo de una economía verde del hidrógeno, ya que Sudáfrica posee cerca del 90% de las reservas mundiales de metales del grupo del platino, esenciales para la producción de electrolizadores de membrana electrolítica de polímero (PEM).

Por: JOSÉ A. ROCA*

La capacidad total anunciada de electrolizadores en África ha alcanzado los 114 gigavatios (GW), de los cuales el 61% corresponde a países del África subsahariana, según un análisis de Rystad Energy.

La región subsahariana africana tiene anunciados unos 70 GW de electrolizadores, de los que Mauritania representa el 50%, seguida de Sudáfrica y Namibia.

El África subsahariana ocupa una posición estratégica para el desarrollo de una economía verde del hidrógeno, ya que Sudáfrica posee cerca del 90% de las reservas mundiales de metales del grupo del platino, esenciales para la producción de electrolizadores de membrana electrolítica de polímero (PEM).

El principal impedimento para construir estos megaproyectos y las infraestructuras asociadas será la inversión.

Según el estudio de Rystad Energy, sólo 13 megavatios (MW) de los 114 GW previstos han sido objeto de una decisión final de inversión hasta la fecha. El acceso del continente a la tierra, los bajos costes laborales y el potencial de las energías renovables han atraído la atención de países más lejanos, como Alemania, que ha firmado acuerdos de compra con Namibia y Sudáfrica. Noruega ha adoptado un planteamiento diferente, financiando con ocho millones de dólares a Scatec, una empresa noruega de energías renovables, para que desarrolle proyectos de hidrógeno verde en Egipto.

Estos primeros pasos se acelerarán a medida que Europa se enfrente a una crisis energética y busque nuevos socios. Parte del recientemente publicado Plan Industrial Verde de la Unión Europea pretende promover proyectos de energías renovables e hidrógeno verde en toda África, con la vista puesta en el establecimiento de acuerdos de facilitación de inversiones sostenibles para atraer y ampliar las inversiones regionales.

Sólo Alemania tiene previsto importar entre el 50% y el 70% del hidrógeno que necesita para alimentar su demanda interna de aquí a 2030, en gran parte procedente de África.

Con planes para construir entre 17 GW y 21 GW de centrales eléctricas de gas preparadas para el hidrógeno de aquí a 2030, el compromiso de Alemania con la economía verde del hidrógeno es sustancial.

Para facilitar las importaciones, Alemania lanzó recientemente un plan de subastas de 900 millones de euros (957 millones de dólares) denominado H2Global, que asegura garantías de compra para productores de hidrógeno de fuera de Europa exclusivamente.

Según el análisis de Rystad Energy, los Estados africanos son actualmente los mejor situados para suministrar hidrógeno verde en las cantidades que necesita Europa.

“La economía global del hidrógeno verde está empezando a tomar forma, con África y Europa convirtiéndose en una locomotora de producción y uso. Las reservas minerales sin parangón de África son fundamentales para la producción de electrolizadores, y el fantástico potencial renovable de la región, combinado con los prodigiosos objetivos de producción e importación de Europa, no sólo alterarán los flujos energéticos, sino que los crearán de nuevo”, afirma Rajeev Pandey, analista de tecnologías limpias de Rystad Energy.

Egipto y Marruecos

Según la investigación de Rystad Energy, hay un total de 52 proyectos de hidrógeno verde anunciados en África. La curva de producción muestra un fuerte aumento después de 2025, cuando estos proyectos empiecen a aumentar la producción y alcancen los 7,2 millones de toneladas a finales de 2035. La mayoría de los proyectos anunciados producirán amoníaco como producto final para su exportación a Europa.

La ubicación geográfica única de Egipto en la encrucijada de África, Europa y Asia, así como su control del Canal de Suez, sitúan al país en una posición estratégica para convertirse en un centro mundial de energía verde. Con 21 proyectos en marcha, Egipto ocupa el primer puesto entre los países africanos productores de hidrógeno verde.

Scatec llegó a un acuerdo con el gobierno egipcio para el desarrollo de una instalación de amoníaco verde que producirá hasta 3 millones de toneladas anuales (tpa), que se exportarán principalmente a los mercados europeos y asiáticos.

Otro proyecto que busca un mercado de exportación en Europa es el de Masdar Ain-Sokhna, que desarrollarán Masdar y Hassan Allam Holding Group con una planta electrolizadora de 4 GW en la SCZONE (Zona Económica del Canal de Suez), que producirá 2,3 millones de tpa de amoníaco.

Del mismo modo, Globeleq anunció que desarrollará un proyecto de electrolizador de 3,6 GW en SCZONE, produciendo amoníaco para su exportación a Europa y Asia.

Otros grandes proyectos de hidrógeno verde son el proyecto ACME de amoníaco verde (400.000 tpa), el proyecto Fortescue-Egypt-gH2 (300.000 tpa) y el proyecto SCZONE-ReNew Power (200.000 tpa).

El proyecto marroquí de Amun, con una capacidad anual de hidrógeno de 900.000 t/año y desarrollado por CWP Global junto con la empresa norteamericana de EPC Bechtel, es el mayor de Marruecos.

El proyecto Guelmim-Oued Nour, anunciado por Total Eren, será capaz de producir 710.000 tpa de hidrógeno verde.  Otros proyectos que contribuyen al hidrógeno verde en Marruecos son: Hevo Ammonia Morocco (31.000 tpa), el proyecto Masen Green Hydrogen (8.400 tpa) y el proyecto Ben Guerir (125 tpa).

Mauritania

La proximidad geográfica al puerto mauritano de aguas profundas de Nouadhibou y el gran mercado europeo de exportación hacen que el proyecto de hidrógeno verde en Mauritania sea potencialmente muy lucrativo.

Contribuyen a la capacidad de transporte de Mauritania el proyecto Aman (con una producción de 1,7 millones de tpa), el proyecto Nour Electrolyzer (1,2 millones de tpa) y el proyecto de hidrógeno verde Masdar-Infinity-Conjuncta (1,36 millones de tpa).

El proyecto de hidrógeno verde de Aman, de 40.000 millones de dólares, está siendo desarrollado por CWP Global y es el mayor proyecto de hidrógeno verde de África. Tendrá una capacidad de electrolización de 15 GW, alimentada por 30 GW de energía solar y eólica combinadas.

El proyecto Nour, desarrollado por el grupo de energía de transición Chariot Limited, centrado en África, y Total Eren, es el segundo mayor proyecto de hidrógeno verde de Mauritania, con un potencial de hasta 10 GW de electrólisis.

El proyecto de hidrógeno verde Masdar-Infinity-Conjuncta, valorado en 34.000 millones de dólares, prevé producir 8 millones de tpa de derivados del hidrógeno utilizando una capacidad de electrolización de 10 GW. El proyecto tendrá una fuerte conexión con Alemania tanto en términos de proveedor de tecnología como de potencial comprador. Sin embargo, dada su envergadura, si alguno de estos proyectos se retrasa, el objetivo de Mauritania puede quedar en entredicho.

Por otra parte, la Socieetee Nationale Industrielle et Mianieere firmó un memorando de acuerdo con ArcelorMittal para establecer en el país una planta de paletización y otra de producción de hierro de reducción directa (DRI) con el fin de producir 2,5 millones de tpa de acero verde al año.

Namibia

Con los proyectos anunciados de Tsau Khaeb, de 3 GW, y Tumoneni, de 2,5 GW, Namibia está ganando impulso en la economía verde del hidrógeno.

La empresa namibia Hyphen Hydrogen Energydesarrollará Tsau Khaeb, con una producción por fases de unas 300.000 toneladas anuales y una inversión estimada de 9.400 millones de dólares. Se están llevando a cabo los procesos necesarios de viabilidad, ingeniería y obtención de permisos, con la esperanza de que la construcción pueda comenzar en enero de 2025.

El proyecto Daures Green Hydrogen Village, de 42 MW, obtuvo una subvención de 15 millones de dólares del Ministerio de Educación e Investigación alemán para poner en marcha un proyecto piloto durante 18 meses.

Asimismo, el productor independiente francés HDF Energy pretende construir el proyecto Swakopmund, de 50 MW, el primer proyecto integrado de hidrógeno y energía solar de África.

Namibia también tiene previsto desarrollar tres valles del hidrógeno en Kharas, el puerto de Walvis Bay y Kunene, respectivamente, con el objetivo de producir amoníaco verde como producto final para la exportación.

Yibuti, Sudáfrica y otros

Yibuti cuenta con buenos recursos solares, eólicos y geotérmicos. CWP Global firmó un acuerdo con el gobierno para desarrollar un centro de energía renovable e hidrógeno verde de 10 GW. Con este proyecto, CWP Global se convierte en el mayor promotor de África. Fortescue Future Industriestambién firmó una asociación con el gobierno de Yibuti para realizar estudios sobre el desarrollo de hidrógeno verde en dos emplazamientos: uno en el norte de Goubet y otro en Obock.

En Sudáfrica, los proyectos centrados en el combustible de aviación sostenible (SAF) están atrayendo una gran atención. Sasol y un consorcio formado por Linde, Enertrag y Navitas Holdings colaboraron para producir SAF con el apoyo de la plataforma de subastas H2Global del gobierno alemán. Sasol está explorando un estudio de viabilidad en la planta de Secunda Synfuel y oportunidades para una posible exportación a Alemania. 

Por su parte, Hive Hydrogen anunció la construcción de una planta de amoníaco verde de 780.000 tpa y 4.600 millones de dólares, con su correspondiente suministro eléctrico, en la zona económica especial de Coega, junto al puerto de Ngqura.

El Gobierno alemán también ha aprobado una subvención de 15 millones de euros para que la empresa química Linde financie el proyecto de hidrógeno renovable HySHiFT en Mpumalanga, que se lleva a cabo en colaboración con Sasol, Enertrag e Hydregen Energy. Las empresas tienen previsto construir una planta de producción de e-keroseno mediante un electrolizador de 200 MW.

Otros países subsaharianos también han anunciado proyectos de hidrógeno verde, como la planta de amoníaco verde de 300 MW que está desarrollando Sonangolen Angola y que exportará unas 280.000 tpa de amoníaco verde a Alemania, y la planta de amoníaco verde y fertilizantes verdes de 300 MW de Kenia, alimentada por la energía geotérmica existente.

*Tomado de: elperiodicodelaenergia.com

Gas Natural
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Rusia inundará de gas a China

by Martín Rosas

El nuevo gasoducto Fuerza de Siberia 2 transportará 50.000 millones de metros cúbicos al gigante asiático.

Rusia aspira a suministrar a China hasta 2030 al menos 98.000 millones de metros cúbicos (m3) de gas y 100 millones de toneladas de gas natural licuado, indicó este martes el presidente ruso, Vladímir Putin, al reunirse con su homólogo chino, Xi Jinping.

“Las empresas rusas pueden satisfacer la creciente demanda de recursos energéticos de la economía china, tanto en el marco de los proyectos actuales como de los que se están negociando actualmente”, señaló Putin al inicio de la reunión en formato ampliado con Xi y las delegaciones de los dos mandatarios.

“El volumen total del suministro de gas para 2030 será de al menos 98.000 millones de metros cúbicos y más de 100 millones de toneladas de gas natural licuado”, indicó el jefe del Kremlin.

Rusia ha encontrado en China un importante comprador de su gas, pero aún no es suficiente para compensar la reducción de las exportaciones a Europa.

En 2021, antes de la campaña militar rusa en Ucrania, los países de la Unión Europea (UE) importaron unos 155.000 millones de metros cúbicos de gas ruso.

Las exportaciones rusas de gas cayeron un 25,1 % en 2022, un descenso que se contrarrestó en parte con el incremento del 48 % de los suministros a China.

Un nuevo gasoducto

El año pasado los suministros a China a través del gasoducto “Fuerza de Siberia” alcanzaron el récord de 15.500 millones de metros cúbicos, lo que representa un incremento del 49 % respecto a 2021.

Putin recalcó que las dos delegaciones han abordado un “buen proyecto” en el sector energético, el gasoducto “Fuerza de Siberia 2”, que llevará más gas ruso a China a través de Mongolia.

“Casi todos los parámetros de este acuerdo han sido acordados. El gasoducto transportará 50.000 millones de metros cúbicos de gas, de forma fiable y estable desde Rusia” a China, explicó Putin.

Rusia y China firmaron además en febrero un acuerdo intergubernamental sobre el suministro de gas ruso a través de la ruta del “Lejano Oriente”, lo que permitirá aumentar en 10.000 millones de metros cúbicos al año las entregas de este hidrocarburo desde territorio ruso al gigante asiático.

El acuerdo establece la construcción de una sección transfronteriza del gasoducto, que comenzará en una estación de medición en Rusia cerca de Dalneréchensk, en la región de Primorie, fronteriza con China, pasará por el río Ussuri y terminará en la localidad china de Hulin, que linda con Rusia.

Tomado de elperiodicodelaenergia.com

Alternativos
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Estudian distrito térmico en la zona industrial del Muña

by Martín Rosas

La Asociación de Empresarios de Sibaté, Soacha y Sur de Bogotá (ASOMUÑA), adelanta un estudio de prefactibilidad para determinar si las cifras preliminares respecto a los energéticos: carbón y gas natural, que usan las empresas, pueden ser reemplazados efectivamente por biomasa: residuos forestales, solos o en co-combustión bajo el esquema de distrito térmico.

Por: WALTER OCAMPO GUTIÉRREZ*

Dado que tenemos grandes consumidores en la región aledaña al Muña (entre 2.000 y 60.000 GJ mes), para sus procesos fabriles, así como generación de vapor, secado y otros usos de energía térmica, adelantamos en Asomuña un estudio de prefactibilidad para un distrito térmico.

Desde diciembre de 2022 estamos caracterizando los clientes potenciales como usuarios del distrito térmico en la zona de influencia, así como la operación de gestión de la vegetación y su biomasa residual.

WALTER OCAMPO, director Ejecutivo de Asomuña.

Contamos con afiliados, proveedores de dicho material que nos llevará a diseñar y validar un prototipo de generación y distribución de vapor que involucraría a primera vista en los dos circuitos a 8 empresas que tienen considerables consumos, con la correspondiente evaluación financiera de dicho suministro de vapor, agua y aire calientes a partir de la biomasa que tiene un potencial teórico de una tercera parte del consumo de la mayor empresa demandante.

A la par, se identificarán los trámites y las licencias necesarias para el proyecto y socializaremos los resultados a través de sistemas de monitoreo y reportes.

Otras ventajas derivadas, contando con esta disponibilidad de biomasa residual, será la ejecución de una verdadera economía circular y eficiencia energética al recuperar para las actividades productivas excedentes energéticos no aprovechados y valorizar energéticamente biomasas residuales sustituyendo combustibles fósiles, que mejorarán la calidad de las emisiones, el control de hedores y olores ofensivos, la reducción de los consumos de energía eléctrica, ACPM, carbón y gas natural, aprovechamiento de la energía térmica recuperada y de biogás, que se traducirá, en ultimas, en un balance energético consolidado sostenible.

*Director Ejecutivo de Asomuña.

Industria
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Argentina confirma otro gran yacimiento de no convencionales

by Martín Rosas

La formación Palermo Aike, en el sur de Santa Cruz, Argentina, podría contar con reservas por 130 terapiés cúbicos de gas natural y 6,6 billones de barriles de crudo, esto es más de un tercio de lo estimado en Vaca Muerta.

Por: IGNACIO ORTIZ

La formación geológica con potencial de gas y petróleo no convencional de Palermo Aike, ubicado en el extremo sur de la provincia de Santa Cruz, es la roca madre de la Cuenca Austral y puede representar en volúmenes hasta un tercio de lo que se le reconoce a Vaca Muerta, en Neuquén.

La proyección podrá comenzar a comprobarse con la nueva etapa de exploración que encarará YPF a partir de 2023, algo que ya viene realizando la Compañía General de Combustibles (CGC).

Desde comienzos de la década pasada, cuando la industria comenzaba a hablar del potencial de Vaca Muerta, también se destacaba que la Argentina contaba con otras formaciones geológicas no convencionales que podían ser muy importantes en materia de recursos de gas y petróleo.

Desde entonces se indaga en el potencial geológico y eventualmente comercial de rocas madre conocidas como D-129 en la que avanzó YPF en el Golfo San Jorge; Los Molles, en Neuquén; o Los Monos, en el noroeste del país.

De todas ellas se estima que la formación del sur de Santa Cruz es la que mayor potencial tiene para transformar sus recursos en reservas comercialmente explotables, con proyecciones que la ubican como el cuarto reservorio más importante del mundo, de acuerdo con la International Energy Agency.

Esas estimaciones indican que la formación podría contar con reservas por 130 terapiés cúbicos (TCF) de gas natural y 6,6 billones de barriles de crudo, lo que permite apreciar su magnitud frente a Vaca Muerta que dispone de 308 TCF y 16 billones de barriles.

Días atrás, el ministro de Economía, Sergio Massa, y el presidente de YPF, Pablo González, anunciaron la decisión de encarar junto con CGC y otras compañías eventuales joint ventures en la exploración de Palermo Aike.

Al respecto, el presidente del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, explicó que la roca generadora de la cuenca austral “es muy extensa y si bien ha tenido muchas campañas de exploración quedan cosas por relevar. No es como Vaca Muerta donde ya está probada su alta productividad sino que hay que arrancar casi de cero y empezar a probarla”.

“Hay que conocer cuánto es el contenido de materia orgánica, las profundidades, la estructura de la roca, la forma de encararla, toda información que pueden surgir de los estudios y las pruebas que decida encarar YPF”, agregó el especialista.

Para López Anadón, la transmisión de todo el conocimiento realizado por las operadoras en Vaca Muerta “no tendrá un aporte desde el punto de vista geológico porque son rocas diferentes y de distinto espesor, pero sí lo hará en la evaluación global de un proyecto no convencional, la logística que se requiere y quizás permita acortar los pasos de buen conocimiento de otras rocas.”

El eventual descubrimiento de recursos comercialmente aprovechables en Palermo Aike dará lugar al desarrollo de proyectos de largo plazo, lo que permitirá ir supliendo el declino de los hidrocaburos convencionales que se viene registrando en la cuenca Austral.

“Si Palermo Aike muestra que es una roca con alta productividad va a encontrar inversores interesados como hoy los tiene Vaca Muerta, pero no necesariamente será una competencia para la cuenca neuquina”, señaló López Anadón.

Días atrás, Massa se refirió a la decisión de YPF de encarar la exploración no convencional de la Cuenca Austral, generadora de buena parte de los hidrocarburos que se producen en Santa Cruz y en Tierra del Fuego, para la cual el programa es perforar este año los primeros pozos y, de alguna manera, confirmar el potencial para un eventual desarrollo.

“Estamos hablando que representa un tercio de lo que es Vaca Muerta, en barriles de petróleo y TCF de gas”, dijo el ministro, tras lo cual remarcó que “es la oportunidad de la Argentina de multiplicar aún más su capacidad y sueño exportador de energía.”

En ese sentido, el presidente del Instituto de Energía de Santa Cruz, Matías Kalmus, consideró que el anuncio “reaviva todo lo que se vino desarrollando desde 2015 en la provincia con las primeras licitaciones de áreas a cargo de CGC, y en sociedad con YPF en el área Paso Fuhr.”

Desde 2018 hay un trabajo muy fuerte en la exploración de Palermo Aike a cargo de la petrolera que tiene como principal accionista a la Corporación América, que desde entonces realizó decenas de pozos exploratorios y avanzó con la fractura en dos de ellos en 2021 y 2022 con resultados positivos.

Kalmus afirmó que “Santa Cruz tiene el recurso y la infraestructura listas para poder desarrollar el potencial no convencional. Lo que necesitamos es que se sumen las grandes empresas que quieran invertir en la provincia y ayudarnos a explorar y explotar el Shale”, subrayó Kalmus.

El funcionario patagónico resaltó que “la provincia cuenta con una infraestructrura de ductos, plantas compresoras de gas y de tratamiento de petróleo, que hoy está sobredimensionada por la curva del convencional que viene decayendo, por lo que un descubrimiento permitiría volver a trabajar a pleno”, al hacer referencia a la disponibilidad del puerto Punta Loyola, que puede para a ser la vía de exportación de la producción de hidrocarburos.

Fuente: Télam

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