Autor: Martín Rosas

Industria
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Colombia: refinerías logran récord histórico en carga de crudo

by Martín Rosas
A finales de diciembre, las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja registraron una carga conjunta de crudo de 459 mil barriles por día (bpd).

30 de diciembre de 2022.   Al cierre de 2022, el segmento de refinación de Ecopetrol alcanzó una carga de 459 mil barriles por día (bpd), la más alta registrada en la historia de las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja.

La refinería de Cartagena alcanzó 226 mil bpd como resultado de la puesta en marcha y estabilización del proyecto de Interconexión de Plantas de Crudo, mientras que la refinería de Barrancabermeja registró 233 mil bpd, como consecuencia de la alta disponibilidad operacional de sus plantas, luego de los mantenimientos ejecutados este año, que aumentaron su confiabilidad operacional.

La carga récord lograda asegura una mayor oferta de combustibles disponible que se distribuyen en la zona norte y el interior del país para el fin de año y representa un incremento de producción que oscila entre 6 y 7 mil barriles por día, destinados al mercado nacional.

Así mismo, implica un incremento en la producción de petroquímicos e industriales como el azufre y disolventes aromáticos, que podrán ser vendidos al interior del país o a los mercados internacionales.

En un comunicado, Ecopetrol señaló que “continuará fortaleciendo las dos refinerías con inversiones tecnológicas que permitan asegurar la soberanía energética del país y la calidad de combustibles bajo los más altos estándares mundiales.”

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Hitachi conectará uno de los parques eólicos más grandes de América Latina

by Martín Rosas

El parque eólico Horizonte ayudará a Chile a dar un gran paso hacia su objetivo de generar el 70 por ciento de su electricidad a partir de energías renovables para 2030.

30 de diciembre de 2022.   Hitachi Energy anunció que se adjudicó un pedido con la empresa de ingeniería y construcción Sigdo Koppers S.A., para conectar uno de los parques eólicos más grandes de América Latina a la red eléctrica, propiedad de la compañía Colbún, con sede en Chile.

Con 812 MW y una generación equivalente al consumo de más de 700 mil hogares, el proyecto Horizonte es uno de los parques eólicos en construcción más grandes de Latinoamérica y cuando entre en operaciones será uno de los de mayor capacidad instalada a nivel mundial. Ubicado a 130 kilómetros al noreste de Taltal, en la región de Antofagasta, el proyecto Horizonte contempla una inversión de cera de los US$900 millones, la instalación de 140 aerogeneradores en la zona y una generación promedio anual estimada de 2.400 GWh. El inicio de operaciones está previsto para 2024.

“Nuestra visión apunta a levantar cerca de 4.000 MW en energías renovables hacia fines de la década. Pero para generar una transición energética segura y competitiva es importante avanzar también en las condiciones habilitantes de este proceso, poniendo foco en robustecer el sistema de transmisión y contar con un marco regulatorio que permita invertir de manera relevante en almacenamiento de energía”, señaló Carlos Briso, gerente de Proyectos de Colbún.

El proyecto fue aprobado por la Comisión Ambiental de Antofagasta, estimando que permitirá aumentar en un 70% la capacidad de generación eólica regional.

«Estamos encantados de trabajar estrechamente con Colbún en este proyecto, que hará una contribución significativa a los objetivos de energía renovable y neutralidad de carbono de Chile», dijo Mauricio Mazuela, gerente General de Hitachi Energy Chile. “Nuestra vasta experiencia en la conexión de parques eólicos y solares a la red eléctrica nacional en toda América Latina será de gran apoyo para hacer que el sistema eléctrico de Chile sea más sostenible, flexible y seguro», agregó.

Hitachi Energy proporcionará una solución de conexión a la red de última generación, que incluye sistemas de control y protección, soluciones de comunicaciones de misión crítica a través de su sistema FOX615 y una red de energía de alto voltaje, para garantizar que la energía fluya de manera segura, confiable y con la máxima disponibilidad en el sistema de transmisión nacional. 

La solución comprende las tecnologías pioneras de Hitachi Energy y capacidades únicas de integración de sistemas, amplia experiencia en ingeniería y con los requisitos de códigos de red locales. Esto permite a Hitachi Energy diseñar y suministrar soluciones completas con niveles excepcionales de fiabilidad que son fundamentales para este tipo de aplicaciones.

Hitachi Energy es uno de los principales integradores de plantas de energía renovable, tanto a nivel mundial como en América Latina. Solo en Chile y Brasil, Hitachi Energy ha conectado a la red más de 6 gigavatios y 8 gigavatios respectivamente de plantas de energía renovable, lo que equivale a más de la mitad de la base instalada de estos países.

Industria
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ACIEM: Sector eléctrico está en riesgo por falta de gestión

by Martín Rosas

En opinión del gremio, se deben buscar alternativas para propiciar la inversión, con el fin de tener más agentes relevantes en el mercado que dinamicen la oferta, y particularmente, buscar opciones reales, no solo señales, que le den la oportunidad a la demanda de participar activamente en el mercado.

30 de diciembre de 2022.   En carta enviada al Ministerio de Minas y Energía, el presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), Daniel Medina Velandia, manifestó que “frente a las actuales circunstancias del mercado de energía en el país, el papel de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) es clave ante los vacíos regulatorios existentes en el sector eléctrico, como es la ausencia de control para evitar posiciones dominantes de algunos agentes del mercado”.

ACIEM indicó que, si el precio de las térmicas es muy alto, existe la posibilidad que, a pesar de tener agua disponible para la generación en niveles superiores a los promedios históricos, los precios de la generación hidráulica sigan aumentando, razón por la cual se debería revisar el modelo de formación de precios diarios en la bolsa de energía.

“Pese a que la estructura del mercado que se diseñó en la Ley 142 de 1994 ha permitido avances y llevar energía a muchos colombianos que no contaban con ella, se requiere actualizar algunos aspectos de la Ley para ponerla acorde a las condiciones actuales del mercado, a las características de los agentes que participan en el sector y a las tecnologías disponibles que hoy son muy distintas a las de hace 30 años.

Igualmente se requiere revisar las funciones y el rol de la SSPD para que responda de una manera más eficiente a su labor de vigilancia y control del mercado del sector eléctrico del país”, añadió Medina Velandia.

¿Qué afecta el costo de la energía?

Para Daniel Medina, el costo de la energía ha estado influenciado por tres factores que afectan los altos precios:

  1. Falta de un trabajo coordinado entre los Ministerios de Minas y Energía y Medio Ambiente y la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), para agilizar la entrada de los proyectos más importantes de generación y transmisión del país.
  2. Incertidumbre sobre la disponibilidad y/o el costo del gas y el carbón.
  3. Ejercicios de poder de mercado, así como poca participación de la demanda, lo cual requiere mayor intervención de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), para facilitar de manera expedita la entrada de todos los proyectos energéticos propuestos por la demanda, lo que reduciría las posiciones dominantes de algunos agentes.

“Las ofertas de contratos son muy reducidas, es decir hay pocos oferentes en el mercado y las ofertas de precio que se consiguen son costosas. Esto ha llevado a que la energía, que en principio debería estar disponible en contratos para la demanda, resulte casi imposible obtenerla, por lo que es necesario agilizar la entrada de los proyectos de generación, transmisión y energías renovables de forma que haya mayor oferta para ayudar a la reducción de los precios de la energía a favor de los usuarios”, aseveró Medina.

Retrasos costosos para el país

ACIEM indicó que, aunque la generación eléctrica en Colombia es aproximadamente un 70% hidráulica, son las generadoras térmicas las que en gran medida dan la firmeza en los momentos de escasez de agua, o en los momentos en que, por restricciones técnicas, no se puede generar por mérito económico.

En ese sentido, agregó Medina que “en términos de costo, son las plantas térmicas las que determinan en una proporción importante el riesgo del sistema. Si hay incertidumbre sobre la disponibilidad y/o el costo particularmente del gas y el carbón, y si dependemos de precios internacionales de estos combustibles, el precio de la generación aumentará. Estos hechos afectan en parte el precio de los contratos, ya que el riesgo de atender la demanda en periodos de escasez es más costoso, y de otra, influyen en los precios de bolsa”.

El presidente de la Asociación señaló que, el retraso en algunos proyectos está relacionado con consultas previas y licencias ambientales, entre otros, y ha llevado a las empresas responsables de entregar la energía a comprarla en el mercado.

De otra parte, ACIEM advirtió que es fundamental el desarrollo de infraestructura para asegurar la confiabilidad y la seguridad energéticas en el abastecimiento eléctrico para enfrentar en los próximos dos años un posible fenómeno de ‘El Niño’.

“En ese periodo debemos considerar la posibilidad que el fenómeno ‘El Niño’ golpee con la fuerza que lo hizo en 2015 o de la manera tan prolongada como lo ha hecho el fenómeno de ‘La Niña’ que estamos atravesando”, concluyó Daniel Medina.

Industria
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Ecopetrol anunció inversiones por cerca de $30 billones para 2023

by Martín Rosas

Cerca del 23% del plan está dirigido a cimentar la diversificación en nuevos negocios de bajas emisiones, que incluye inversiones en producción de hidrógeno, energías renovables, captura de carbono y transmisión eléctrica. El plan busca reducir cerca de 400.000 toneladas de emisiones de CO2e e incorporar cerca de 900 MW de energías renovables y más de 50.000 toneladas de hidrógeno verde al 2025.

28 de diciembre de 2022.   La Junta Directiva de Ecopetrol aprobó el plan general de inversiones orgánicas para el Grupo con un monto estimado entre 25,3 y 29,8 billones de pesos para el 2023. Los proyectos individuales de inversión serán evaluados en su momento por la Junta Directiva según su materialidad. El plan busca avanzar en los cuatro pilares de la Estrategia 2040, y en la hoja de ruta para la transición energética del país.

Por sectores, las inversiones se distribuirán así: entre $5,9 billones y $6,8 billones en autogeneración renovable, hidrógeno, transmisión y vías, y eficiencia energética; de 3,6 a 4,1 billones para la autosuficiencia en gas, y entre $15,8 y $18,9 billones para seguridad energética, sostenibilidad financiera y favorecer la balanza comercial del país.

Los recursos de autogeneración renovable, hidrógeno, eficiencia energética, captura de carbono e ISA (transmisión y vías), representan cerca del 23% del plan de inversiones para el 2023. Cerca de $4,1 billones en los próximos 3 años (alrededor de $315 mil millones en 2023), permitirán incorporar 900 MW de energías renovables, producir más de 50.000 toneladas de hidrógeno de bajo carbono, reducir cerca de 400.000 toneladas de emisiones de CO2e y avanzar en estudios de almacenamiento y captura de carbono (CCUS por su sigla en inglés).

En gas, las inversiones oscilan entre $3,6 y $4,1 billones en 2023, con una producción entre 174 y 177 mil barriles de petróleo equivalente por día (lo cual representa alrededor de 800 millones de pies cúbicos de gas natural diarios, además de productos blancos). Estos recursos están orientados a mantener la oferta actual buscando incrementarla con los proyectos exploratorios de gas, de los cuales se tienen previstos 12 pozos en 2023, principalmente en el Piedemonte llanero, Caribe costa afuera y el Norte de Colombia.

Adicionalmente, ISA invertirá un monto aproximado de $6,3 billones ($19,8 billones para los próximos 3 años), de los cuales cerca de $5,4 billones serán para construir 9.657 kilómetros de transporte de energía al 2025 (6.227 kilómetros de ellos para el transporte de energías renovables no convencionales), consolidando a ISA como líder latinoamericano en transmisión de energía.

Cerca del 66% del total de las inversiones estimadas para 2023 se destinará a proyectos en Colombia. Las inversiones en el exterior, que corresponden al 34% del total, buscan asegurar los recursos de largo plazo para fondear la transición energética y avanzar en inversiones de bajas emisiones, primordialmente en el negocio de transmisión eléctrica. Estas inversiones se realizarán en Estados Unidos, principalmente en el Permian (19%), así como en Brasil (9%), Perú (3%) y Chile (3%).

Para el segmento de exploración y producción, las inversiones permitirán alcanzar niveles de producción orgánica en 2023 entre 720 y 725 mil barriles de petróleo equivalentes por día (76% petróleo y 24% gas y productos blancos), y estarán enfocadas en tecnologías de recobro mejorado para maximizar los recursos existentes en los yacimientos y compensar la declinación natural de los campos.

Así mismo, entre 2023 y 2025 se perforarán 1.600 pozos de desarrollo, 574 de ellos en 2023. Además, se prevé la perforación de 25 pozos exploratorios en 2023, ubicados en las cuencas de Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena, Piedemonte y Caribe Costa Afuera.

Las inversiones en el segmento de transporte corresponden al 5% del total del plan para 2023, concentrándose principalmente en proyectos de integridad y confiabilidad de la infraestructura, desarrollados por Cenit, Ocensa, ODC y ODL e incluye recursos asociados al plan de expansión de poliductos.

Las inversiones en el segmento de refinación corresponden al 7% del total estimado para 2023. Estas seguirán enfocadas en el aseguramiento de la confiabilidad, disponibilidad y sostenibilidad de la operación de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, para fortalecer la seguridad energética del país, la transición energética y la descarbonización, por medio del desarrollo de los programas de calidad de combustibles y gestión de agua residual. La carga conjunta esperada de las refinerías estará entre 420 y 430 mil barriles por día.

Fuente: Ecopetrol

Opinión
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Cuáles son los puntos clave de la Reforma Tributaria

by Martín Rosas
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El pasado 17 de noviembre, el Congreso aprobó la Reforma Tributaria 2022. Medidas respecto del impuesto sobre la renta (incluidos los dividendos y las ganancias ocasionales), zonas francas, industrias extractivas, tributación de personas naturales, impuestos a plásticos de un solo uso, impuestos saludables, son algunos de los aspectos tratados en la Reforma aprobada.

Por: LUIS ORLANDO SÁNCHEZ*

28 de diciembre de 2022.   El Congreso de la República aprobó la Reforma Tributaria, con la cual se espera recaudar aproximadamente 20 billones de pesos. La reforma aprobada incluye varias normas que traerán retos en su implementación, tanto para los contribuyentes como para la misma DIAN. Adicionalmente, hay varias normas controversiales que pueden considerarse una tributación excesiva en ciertos sectores, las cuales posiblemente serán objeto de demandas de constitucionalidad.

A continuación, algunas de las medidas establecidas en la Reforma Tributaria del gobierno Petro:

Personas naturales:

  • Se establece que los ingresos asociados a rentas de trabajo, de capital, no laborales, de pensiones y dividendos y participaciones, se graven conjuntamente a las tarifas progresivas propias de las personas naturales (entre 0% a 39%). Dentro de tal sumatoria de ingresos no se incluirán las ganancias ocasionales.
  • El límite de la exención del 25% aplicable a rentas de trabajo se reduce a 790 UVT anuales ($34 millones aproximados), hoy el límite es de 2.880 UVT ($109 millones). El límite de rentas exentas y deducciones especiales de la cédula general continúa siendo el 40% de los ingresos brutos, menos los ingresos no constitutivos de renta, sin que pueda exceder un valor anual equivalente a 1.340 UVT anuales ($57 millones aproximados), hoy el límite es de 5.040 UVT ($192 millones).
  • Pensiones: La exención sobre pensiones se mantiene en 12.000 UVT anuales (aproximadamente $509 millones). Se hace extensivo este beneficio a las pensiones obtenidas en el exterior por parte de contribuyentes residentes en el país.
  • Impuesto al patrimonio: Será restablecido y con carácter permanente. Afectará principalmente a personas naturales, pero también repercutiría en algunas sociedades y entidades no residentes que tengan diversos bienes en el país. Las sociedades o entidades no residentes no estarán gravadas sobre las acciones, cuentas por cobrar e inversiones en portafolio que posean en Colombia, ni tampoco serán contribuyentes respecto de los contratos de arrendamiento financiero que suscriban con residentes en Colombia.

El impuesto se generaría por la posesión de patrimonio líquido igual o superior a 72.000 UVT ($ 3.054 millones aproximados).  Para la determinación de la base gravable del impuesto procede la exclusión de las primeras 12.000 UVT ($ 509 millones aproximados) de la vivienda de habitación del contribuyente.

Ganancias ocasionales:

  • La tarifa de ganancias ocasionales tanto para personas naturales como para entidades jurídicas (residentes y no residentes fiscales) se incrementará al 15% (hoy 10%). Lo anterior con excepción de las ganancias ocasionales provenientes de loterías, rifas, apuestas y similares que se mantendrán en el 20%. Las indemnizaciones por seguros de vida estarán gravadas sobre el monto que supere las 3.250 UVT (COP $138 millones aproximados). Actualmente el gravamen aplica sobre el exceso de 12.500 UVT (COP $475 millones).

Personas jurídicas:

  • Impuesto sobre la renta: Para las instituciones financieras, entidades aseguradoras y reaseguradoras, las comisionistas de bolsa y agropecuarias, las bolsas de bienes y proveedores de infraestructura del mercado de valores, entre otras, que tengan una renta gravable a partir de 120.000 UVT, se establece una sobretasa de 5 puntos adicionales (tarifa total del 40%) a ser aplicable durante los años 2023 a 2027, inclusive.

Para los contribuyentes cuya actividad económica principal sea la generación de energía a través de recursos hídricos, que tengan una renta líquida a partir de 30.000 UVT (considerando la renta líquida de entidades vinculadas), les será aplicable una sobretasa de 3 puntos adicionales (tarifa total del 38%). Esta aplica para los años 2023 a 2026, inclusive. La sobretasa no será aplicable a centrales eléctricas con capacidad instalada inferior a 1.000 kw.

Adicionalmente, se aplicará una tarifa reducida del 15% para la prestación de servicios hoteleros, parques temáticos de ecoturismo y/o de agroturismo, por un término de 10 años, en municipios de menos de 200.000 habitantes o municipios con programas de desarrollo con enfoque territorial (PDET).

  • Zonas francas: A partir de 2024 los usuarios industriales de zonas francas aplicarán una tarifa del 20% para las actividades de exportación de bienes y servicios, y la tarifa general de renta (35%) para las demás actividades. La renta líquida sujeta a cada tarifa se determinará con base en una proporción entre los ingresos fiscales por cada actividad frente a los ingresos fiscales totales (excluyendo a las ganancias ocasionales). Sin embargo, para los usuarios industriales que hayan tenido un crecimiento de sus ingresos brutos del 60% en el 2022 respecto del 2019, podrán seguir aplicando la tarifa del 20% para todos sus ingresos hasta el 2025, inclusive.

Para aplicar la tarifa del 20% se considerarán como exportación de bienes y servicios, entre otros, los ingresos por la prestación de servicios de salud a pacientes sin residencia en Colombia, así como los ingresos de las zonas francas dedicadas al desarrollo de infraestructuras relacionadas con aeropuertos. 

  • Sector extractivo: Frente a la sobretasa permanente, las entidades jurídicas que perciban ingresos por alguna(s) de las actividades de extracción de hulla, carbón lignito y petróleo crudo, además de que tengan renta líquida gravable a partir de 50.000 UVT (considerando la renta líquida de entidades vinculadas) se establecerán sobretasas permanentes, cuyas tarifas dependerán de un cálculo que incorpora los precios promedio del mineral/petróleo durante los 10 años anteriores al año en que se realiza el cálculo, y el precio promedio del producto en el año en que se realiza el cálculo.
  • No deducibilidad de regalías: La contribución económica a título de regalías por la explotación de recursos no renovables no será deducible del impuesto sobre la renta. Lo anterior se dará independientemente del registro contable o de la denominación o forma del pago de dichas regalías. Para el contribuyente del sector de hidrocarburos que pague las regalías en especie, el valor no deducible será el costo total de producción del volumen pagado a dicho título. Para determinar el mencionado costo se deberá tomar el volumen del hidrocarburo que se paga a título de regalías en especie por cada pozo y multiplicarlo por el costo unitario de producción de cada pozo.
  • Eliminación de tratamientos especiales: Varios tratamientos especiales son derogados. Se destacan los ingresos no constitutivos de renta y ganancia ocasional por ciertas capitalizaciones; las exenciones de economía naranja, de desarrollo del campo, las asociadas con la venta de predios para proyectos de renovación urbana e intereses en titularización de cartera hipotecaria, la renta exenta por transporte fluvial, y la renta exenta para plantaciones forestales. También se deroga el régimen de mega inversiones.

Otros impuestos:

  • Retención en la fuente: No estarán sujetos a dicho impuesto los pagos o abonos en cuenta a personas naturales no responsables de IVA por actividades provenientes de transferencias a través de proveedores de servicios de pago, agregadores, entidades adquirientes o pagadoras.
  • Plásticos de un solo uso: Se gravará la venta, el retiro para consumo propio y la importación de productos plásticos de un solo uso para envasar, embalar o empacar bienes. La tarifa sería del 0,00005 UVT por cada gramo del envase, embalaje o empaque. Los responsables y sujetos pasivos del impuesto serán los productores y los importadores de los productos finales.
  • Impuestos saludables: Abarcan la producción, la venta, el retiro de inventarios o los actos que impliquen la transferencia de dominio a título gratuito u oneroso (con excepción de donaciones a los bancos de alimentos) o la importación de bebidas y alimentos ultra procesados. Los responsables serán los productores o importadores de las bebidas o alimentos ultra procesados y se deberán discriminar en la factura de venta. Para el comprador, estos podrían constituir un costo deducible en el impuesto sobre la renta, como mayor valor del bien. No serán responsables de estos impuestos los productores y personas naturales con ingresos brutos por actividades gravadas menores a 10.000 UVT (que habrá que medir respecto de cada impuesto).  
  • Impuesto sobre las ventas (IVA): Se mantiene la no causación de IVA para las importaciones de bienes objeto de tráfico postal, envíos urgentes o envíos de entrega rápida de menos de USD 200. Sin embargo, ya no bastaría que los bienes sean procedentes de un país con el que se tenga un TLC, en donde se haya acordado el no cobro de este impuesto, sino que también se requerirá el cumplimiento de lo establecido en cada TLC para optar por el beneficio.

Dentro de las exclusiones del IVA se incluyen los incentivos de premio inmediato de juegos de suerte y azar territoriales, y la comercialización de productos que se elaboren, preparen, confeccionen y produzcan al interior de los establecimientos de reclusión. Por otro lado, se elimina de las actividades excluidas del IVA (y por lo tanto comienzan a ser gravadas) la comercialización de animales domésticos de compañía y las boletas para espectáculos de toros, hípicos y caninos. Desde 2023 se eliminarán los “Días sin IVA”.

*Socio de Impuestos Internacionales y Transacciones en EY Colombia.

Opinión
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Financiación al gas natural licuado a pequeña escala

by Martín Rosas

La cofinanciación para almacenamiento estratégico y para infraestructura de distribución de Gas Natural Licuado a pequeña escala serán una realidad a partir de las nuevas reglas que para ello defina la UPME. Todo con recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

28 de diciembre de 2022.   La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó el borrador del proyecto de Circular 096 de 2022, por medio de la cual se busca establecer los requisitos de presentación de los proyectos de infraestructura que requieran cofinanciación del Fonod Especial Cuota de Fomento (FECF), paea adoptar el procedimiento aplicable a la evaluación de los proyectos y definir la metodología para el cálculo del índice de priorización, esto con el propósito de fortalecer los criterios de asignación de recursos.  

Dentro de los cambios se evidencia un rigor frente a los solicitantes, con lo cual se crea un filtro que evita que se incumplan los propósitos de la cofinanciación. De forma directa, las empresas de papel no podrán obtener recursos del FECF. 

Otro punto que se destaca es un listado de proyectos que pueden ser o no cofinanciables.

Los proyectos que se pueden cofinanciar son: Gasoductos ramales y/o Sistemas Regionales de transporte de gas natural, Sistemas de Distribución de gas combustible por redes, Conexión de usuarios de menores ingresos, Red interna de usuarios de menores ingresos, Almacenamiento estratégico y Sistemas de distribución de gas natural licuado (GNL) a pequeña escala.

Por su parte, los proyectos no sujetos a cofinanciación por parte de los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, son: Estudios de preinversión o de prefactibilidad; proyectos de infraestructura para compresión de gas natural, plantas de licuefacción, vehículos para transporte de gas natural comprimido o gas natural licuado; ampliaciones de sistemas de distribución de gas combustible existentes y en servicio; nuevos sistemas de distribución en poblaciones para las cuales exista, al momento de solicitar la certificación de la CREG, una solicitud tarifaria de distribución de gas combustible radicada, o aquella de distribución de gas expedida, ambas por la CREG.

Finalmente, el valor de la cofinanciación no debe exceder los 25.000 salarios mínimos mensuales legales vigentes (monto máximo a cofinanciar por el fondo para cualquier proyecto de infraestructura). Ni podrá superar el 70% del valor total del proyecto a cofinanciar. Adicionalmente, el solicitante deberá financiar al menos el 30% del costo de inversión de las redes de distribución.

*Socio fundador de OGE Legal Services

Vehicular
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Primera flota de servicio especial 100% a gas natural en Cali

by Martín Rosas

Dieciseis autobuses dedicados a gas natural vehicular iniciarán operaciones por primera vez en la ciudad colombiana de Cali, para transporte especial.

27 de diciembre de 2022.   Iniciarán operaciones por primera vez en la ciudad colombiana de Cali 16 autobuses dedicados 100% a gas natural para transporte especial. Con la llegada de estos vehículos, el Valle del Cauca se convierte en pionero en la adquisición de tecnologías amigables con el medio ambiente en este tipo de flotas.

Las unidades incorporadas son utilizadas para movilidad escolar, empresarial, de turistas, eventos particulares y servicios de salud. Se identifican con placa blanca y son de tipo B, es decir, no permiten personas de pie.

Carlos Eduardo Belalcázar, jefe de Movilidad en Gases de Occidente, expresó: “Le estamos apostando a ciudades sostenibles; el ingreso de estos vehículos dedicados a gas natural de transporte especial son un paso más en la transición energética. Desde los objetivos estratégicos de Promigas y sus empresas estamos trabajando con energías renovables, transición energética y sostenibilidad; los vehículos dedicados aportan a la reducción de emisiones, ruido y gases nocivos para el medio ambiente”.

Los nuevos buses 100% a gas natural de la marca Golden Dragon que circularán en Cali, cumplen con la certificación de emisiones Euro VI, la más exigente norma a nivel mundial.

“Desde Promigas seguimos apostándole al desarrollo de la movilidad sostenible; creemos que hay una oportunidad grandísima de renovación de vehículos. Hoy Colombia cuenta con las flotas más antiguas de Latinoamérica, por eso le estamos apostando a la renovación de estos vehículos a través de un fondo que vamos a crear toda la cadena de gas. Ofrecemos beneficios muy importantes como son una competitividad del 20% respecto a los combustibles líquidos, una deducción del IVA y del impuesto a la renta; por eso para todos los empresarios este es uno de los productos más rentables que van a tener en su operación”; puntualizó Michael Peñalver Castrillón, gerente de Movilidad de Promigas.

Opinión
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Servicios del almacenamiento de energía con baterías en Colombia

by Martín Rosas

Los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica a través de baterías son considerados recursos energéticos distribuidos. Uno de los tantos servicios que ofrece el almacenamiento es el arbitraje de energía.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*  

28 de diciembre de 2022.   En Colombia existen bases legales para masificar la instalación de baterías. Veamos diez servicios que puede ofrecer el almacenamiento de energía a través de baterías:

Primero: Aplazamiento de transmisión y distribución. Las baterías logran mantener el sistema de transmisión o distribución por debajo de los máximos especificados, lo que permite retrasar la construcción de nuevas líneas o evitar los costos y cargos relacionados con la expansión o construcción de nueva infraestructura. 

Segundo: Almacenar el exceso de generación. Guardar excesos de energía eólica, solar o de recursos no despachables y que de otra forma se desperdiciarían.

Tercero: Regulación de frecuencia. La batería sirve para equilibrar las diferencias momentáneas entre la demanda y el suministro de electricidad dentro de la red de transmisión.

Cuarto: Soporte de voltaje o energía reactiva. La batería puede asegurar la calidad de la energía entregada al mantener el voltaje dentro de los límites especificados.

Quinto: Control de velocidad de rampa. La batería compensa las variaciones de carga en la rampa de los generadores de energía eléctrica.

Sexto: Reducción de los picos. Reduce o pospone la necesidad de construir una nueva capacidad de generación o de compra en el mercado eléctrico mayorista durante los momentos de mayor demanda.

Séptimo: Energía de respaldo. Capacidad de reserva activa de potencia de energía que se utiliza luego de una falla de una red, que puede usarse para energizar líneas de transmisión y distribución.

Octavo: Generador reafirmante. La batería proporciona potencia de salida constante durante un cierto período de tiempo de un generador combinado y un sistema de almacenamiento de energía. A menudo, el generador en este caso es un generador renovable.

Noveno: Arbitraje de energía. Consiste en aprovechar, mediante sistemas de almacenamiento de energía eléctrica, las diferencias del precio de la energía a lo largo de un período de tiempo para transar (comprar/vender) energía y obtener un beneficio.

Décimo: Reserva giratoria. El almacenamiento ofrece capacidad de generación no utilizada que puede estar disponible para su uso durante una afectación o interrupción de frecuencia.

Los anteriores servicios representarían una contraprestación económica a las empresas o personas que instalen esquemas de almacenamiento de energía mediante baterías.

*Socio fundador de OGE Legal Services

Alternativos
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Biocombustibles y diésel renovable, alternativas para la transición energética

by Martín Rosas

Al 2030, el bioetanol y el biodiésel contribuirán a reducir en 12% las emisiones de CO2 del sector transporte terrestre en el país. Los combustibles sostenibles de aviación (SAF) son el principal aliado para descarbonizar el transporte aéreo, y el diésel renovable se abre camino como el combustible Drop In para el transporte por carretera.

28 de diciembre de 2022.   El Gobierno Nacional presentará durante el primer semestre del 2023 la hoja de ruta de la transición energética que recorrerá el país en los próximos años. Este será un proceso que se llevará a cabo con gradualidad, intensificación del conocimiento y diálogo abierto con los actores involucrados.

“Los biocombustibles son la alternativa de más rápida implementación que tiene el país para disminuir la dependencia de los combustibles fósiles y la reducción de los Gases de Efecto Invernadero (GEI) que estos producen. El camino para lograr este objetivo de Gobierno ya está abonado, dado que el sector cuenta con una capacidad instalada en el país que equivale a descubrir un campo de 420 millones de barriles de petróleo producibles cada 20 años, aportando así a la seguridad energética”, indicó Jorge Bendeck, presidente de la Federación Nacional de Biocombustibles de Colombia (Fedebiocombustibles).

En relación con la meta de reforestación que tiene el Gobierno, el 62% de la capacidad instalada de los biocombustibles está dentro del acuerdo de cero deforestación. El sector palmero ha sembrado cerca de 100 millones de palmas, en lo que se puede decir es el proyecto reforestador más ambicioso del país. Se han generado un ahorro al país por 34.682 millones de pesos en proyectos forestales, ya que los cultivos destinados a esta actividad son una gran red de mitigación de CO2 que colabora con los ecosistemas circundantes. Por otro lado, en el último año se dejaron de emitir 2,8 millones de toneladas de CO2, unas cifras que se traducen en sembrar anualmente 167 mil hectáreas de árboles.

Según cálculos de la Fedebiocombustibles, al 2030 el bioetanol, producido a partir de la caña de azúcar y el biodiésel, de aceite de palma, podrían ayudar a reducir en 4,3 millones de toneladas el dióxido de carbono (CO2) emitido al ambiente, lo que significaría un aporte fundamental para el cumplimiento de la meta de reducción del 51% de las emisiones del país para ese año.

Uno de los objetivos de los diálogos regionales vinculantes para la transición energética es establecer los lineamientos y los mecanismos requeridos desde el sector energético para cumplir los compromisos internacionales del país para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. En este escenario los nuevos biocombustibles entran a jugar un rol fundamental en la descarbonización de la economía, los combustibles sostenibles de aviación (SAF) son la principal estrategia con la que cuentan las aerolíneas para reducir sus emisiones de gases efecto invernadero y cumplir sus metas al 2050.

Por otro lado, el diésel renovable se está abriendo paso como nuevo biocombustible para el sector transporte carretero, este energético renovable es un “Drop In Fuel” de alta eficiencia, con el cual se contribuye de manera inmediata a reducir las emisiones de CO2 y material particulado.

Hidrógeno
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El fabricante de aviones Airbus construye un motor de hidrógeno

by Martín Rosas

Con perfiles de Fórmula 1, así es el nuevo motor de hidrógeno de Airbus. Por ahora solo serviría para transportar hasta 100 pasajeros

28 de diciembre de 2022.   Uno de los objetivos más perseguidos por la industria aeronáutica y el turismo en general es la reducción de las emisiones de CO2. En este entorno, el desarrollo de un motor de hidrógeno es parte del objetivo de que los aviones de cero emisiones entren en servicio para el 2035. Y eso es justamente lo que persigue la empresa Airbus, de acuerdo con un comunicado.

A diferencia del actual motor a reacción de Rolls-Royce, que quema hidrógeno directamente, el que está desarrollando el gigante europeo de la aviación, sería un motor eléctrico y emitiría solo agua. El mismo podría usarse en aviones comerciales capaces de transportar hasta 100 pasajeros.

La tecnología parece estar diseñada para aeronaves más pequeñas de tipo regional que utilizan hélices más eficientes. Airbus comenzará las pruebas en tierra y en vuelo de esta arquitectura de motor a bordo de su avión de demostración ZEROe en un par de años. A eso hay que sumar que el avión de pruebas de vuelo A380 MSN1, destinado a evaluar nuevas tecnologías vinculadas al hidrógeno, se está modificando actualmente para transportar tanques de hidrógeno líquido y sus sistemas de distribución asociados.

Este tipo de tecnología es muy habitual en los automóviles. Es cierto que no son tan eficientes en la conversión a electricidad como las baterías, pero tienen más alcance, son más rápidos para repostar y más ligeros.

Es posible que la tecnología pueda ampliarse para aviones más grandes, pero antes hay algunos obstáculos importantes que superar. Se necesita cuatro veces más hidrógeno que combustible normal para la misma autonomía y el combustible debe mantenerse bajo presión. Es importante que los sistemas de almacenamiento y distribución de las aeronaves sean fiables y duraderos porque el hidrógeno es una sustancia muy peligrosa. Aun así, puede que sea la única opción para los aviones en un futuro próximo, ya que la tecnología de las baterías es demasiado pesada para vuelos cortos.

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