Ecopetrol recibe tres nuevas patentes en Colombia

La aplicación de estas innovaciones beneficia el monitoreo de la calidad de las aguas de producción y los procesos del negocio tradicional de hidrocarburos. Con estas tres, Ecopetrol suma 114 patentes otorgadas, seis en lo que va del año.

12 de julio de 2022.  La Superintendencia de Industria y Comercio otorgó tres nuevas patentes a Ecopetrol, que representan un avance científico y tecnológico en el monitoreo de aguas de producción y el negocio tradicional de hidrocarburos.

Las invenciones, desarrolladas bajo una alianza con tres actores del sector empresarial y académico de los departamentos de Santander y Cauca, se denominan así:

  • Sistema sensor para la detección y medición de sólidos suspendidos en aguas de producción.
  • Dispositivos y su método de operación para la medición y análisis del flujo de derrumbes de cara y corte de pozo para pozos de perforación.
  • Equipo y método para determinar el factor de encogimiento volumétrico de mezclas de crudos con diluyentes extra livianos hasta 135° API.

Aplicaciones de las innovaciones

La primera patente es un aporte que permite monitorear la calidad de las aguas de producción.

A partir de este sistema se puede reducir el impacto por afectación a vertimientos en entornos ambientales. Asimismo, esta medición de variables, generada en alianza con la empresa JPT Consulting and Services SAS, viabiliza la posibilidad de usar el agua de producción en el sector agroindustrial.

En la segunda invención, desarrollada con la Asociación Metalmecánicos de Santander, su aplicación se encuentra orientada a la creación de un dispositivo para generar una alerta temprana en tiempo real ante un eventual derrumbe al interior de un pozo petrolero. Gracias a estas mediciones automatizadas se disminuye el nivel de riesgo en las operaciones.

Finalmente, la tercera innovación hace parte de un esfuerzo con la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) sede Piedecuesta, para elaborar una solución tecnológica que mejora la disminución del volumen obtenido al mezclar crudos pesados y extrapesados con diluyentes ligeros durante el transporte en oleoductos.

Con estos reconocimientos, la Empresa acumula en Colombia y el exterior un total de 114 patentes otorgadas, de las cuales seis fueron concedidas en este año.

«Gracias al otorgamiento de estas nuevas patentes, Ecopetrol le sigue apostando a su estrategia de innovación, ciencia y tecnología para convertirse en una empresa líder en sostecnibilidad, donde hay una prevalencia para el cuidado de la vida humana y la conservación del medioambiente. De igual forma, sin descuidar el negocio tradicional de hidrocarburos, se logra desarrollar un equipo y un método que optimiza recursos y facilita su transporte a través de las líneas de transferencia”, explicó Luz Ángela Novoa, directora del Centro de Innovación y Tecnología de Ecopetrol.

2.549 familias del Cesar serán conectadas al gas natural

La obra es una de las principales apuestas de Vanti para expandir la red de gas natural en los municipios del sur del Cesar, gracias a los trabajos realizados con la Gobernación y las alcaldías de los municipios de San Martín, Tamalameque y la Jagua de Ibirico.

11 de julio de 2022.   Con una inversión inicial de $10.396 millones, con recursos de Vanti por $6.753 millones y $3.643 millones de la Gobernación del Cesar, se inicia la construcción de redes para llevar gas natural a las familias de los corregimientos de Aguas Blancas y la Curva en San Martín; Antequera, Brisas, Pasacorriendo y Zapatosa en Tamalameque; y, El Boquerón en la Jagua de Ibirico.

Este proyecto permitirá que 2.549 familias puedan contar en los próximos meses con el servicio de gas natural en sus viviendas las 24 horas de los 365 días del año de forma continua.

Esta obra se convierte en una de las principales apuestas de Vanti para expandir la red de gas natural en los municipios del sur del Cesar, gracias a los trabajos realizados con la Gobernación y las alcaldías de los municipios de San Martín, Tamalameque y la Jagua de Ibirico.

La importancia de la obra, además de ser una de las de mayor magnitud en el departamento, radica en que las familias de esas poblaciones, a pesar de estar muy cerca de donde pasa el gasoducto nunca habían podido tener el servicio lo que los obligaba a cocinar con leña, carbón y otros combustibles.

Con esta obra, los usuarios de gas natural en esta zona del país podrán contar con un servicio que ofrece los siguientes beneficios:

•     No requiere de ningún tipo de proceso para su uso

•     No necesita almacenamiento porque se suministra en forma continua a los hogares

•     Es la fuente de energía más limpia, menos contaminante y con menor contenido de carbono de todos los combustibles fósiles, y por eso al cocinar no se tiznan las ollas o sartenes, ni se ensucia la cocina

•     Es muy económico

•     Se ahorra tiempo porque se alcanzan más rápidamente las temperaturas deseadas, reduciendo los tiempos de cocción y calentamiento

•     Es un producto más seguro que otros combustibles, pues su composición es menos pesada que el aire y en caso de una fuga, es más factible que vaya a la atmósfera y se diluya.

•     En el hogar el gas natural se utiliza para cocinar en el horno, la estufa o el asador y para calentar el agua, entre otros usos.

Eco–petrol II

Retomando nuestra columna anterior, Ecopetrol se ha propuesto reducir la huella de carbono como su mayor y mejor contribución para alcanzar la meta de reducir el 51% de las emisiones de GEI hacia el 2030 a que se comprometió Colombia con la comunidad internacional.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

10 de julio de 2022.   Para reducir la contaminación del medioambiente, especialmente en los centros urbanos, la contribución de Ecopetrol ha sido la mejora de la calidad de los combustibles, a lo cual ha contribuido también la mezcla de los biocombustibles, que al oxigenar el combustible reduce las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y de material particulado.

Ecopetrol ha cumplido con creces los requerimientos del Documento CONPES 3943 de 2018, la Ley 1972 de 2019 y la Resolución 40103 de 2021, al entregar en sus refinerías gasolina con sólo 13 partes por millón (PPM) de contenido de azufre y ACPM con sólo 13 PPM. Adicionalmente la gasolina que se expende en las estaciones de servicio contiene 84 octanos, que sube hasta los 88 gracias a la mezcla del 10% de etanol, que para el caso de la extra pasa de 95  y 98 octanos.

Complementariamente, Ecopetrol se ha hecho el propósito de ser agua neutral en 2045 en sus operaciones y en el 2021 alcanzó su meta volante al reutilizar el 74% del agua residual.

También es digno destacar el esfuerzo que viene haciendo la empresa en el propósito de eliminar el llamado “venteo” en sus campos petroleros, que no es otra cosa que la quema de metano en las teas, que contaminan el medioambiente. En lugar de quemar este gas, ahora en los campos de Chichimene, Apiay y Castilla se aprovecha en la operación de los mismos, lo cual se ha traducido en una reducción de emisiones del orden de las 44.000 toneladas de CO2 anuales.

Además, ya vendió el primer cargamento de un millón de barriles de crudo pesado ‘carbono compensado’ a China. Tres de las empresas del Grupo ya son carbono neutral: Cenit, ODL y Bicentenario.

Según la compañía, los negocios de bajas emisiones representarán entre el 30% y el 50% del Ebitda del Grupo Ecopetrol en 2040. De allí que en su plan de inversiones 2022-2024, que será por cerca de 70 billones de pesos, ya se contempla que casi el 20% se destine a la diversificación.

De esta manera, Ecopetrol no sólo no es un obstáculo para la Transición Energéticasino que hace parte de ella y se ha dado su propia hoja de ruta para contribuir a la misma, además de seguir siendo fuente de recursos para la Nación y las entidades territoriales.

Ecopetrol se ha convertido en un grupo empresarial energético integral, ahora fortificado con la adquisición de ISA, la principal empresa transportadora de energía del Sistema Interconectado Nacional (SIN), eje fundamental de la Transición Energética, sin el cual sería imposible integrar las fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) a la matríz energética.

Por último, Ecopetrol esta a la vanguardia, junto con Promigas, en el propósito de producir hidrógeno verde y azul en el país, con su proyecto en Cartagena, donde cuenta con el primer electrolizador, energético en el cual proyecta invertir cerca de 2.500 millones de dólares de aquí al 2040, en cumplimiento de la Hoja de Ruta del Hidrógeno trazada por el Ministerio de Minas y Energía. Sobre ello hay una gran expectativa, dado el enorme potencial que posee Colombia.

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

Producción de gas sigue en aumento en Colombia

La producción de gas comercializado durante el quinto mes del año fue de 1.112 millones de pies cúbicos por día (mpcd), lo que representó un aumento del 14,58% en comparación con mayo de 2021. El incremento en la producción de gas se explicó por el restablecimiento en la producción de algunos campos y al aumento de la demanda del combustible.

8 de julio de 2022.   La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción de gas natural comercializado de Colombia fue de 1.112 millones de pies cúbicos por día (mpcd) durante mayo de 2022, lo que representó un incremento del 14,58% en comparación con el mismo mes de 2021.

En comparación con abril de 2022, la producción de gas en mayo aumentó 1,07% al pasar de 1.100 mpcd a 1.112 mpcd.

El incremento en la producción de gas se explica por el restablecimiento en las operaciones de algunos campos, en especial el campo Floreña y la subida en la demanda de gas.

Los campos donde se presentó un aumento en la producción de gas fueron Floreña (Yopal-Casanare), Clarinete (Sahagún/La Unión-Córdoba/Sucre), Chuchupa (Manaure-Guajira), Pandereta (Caimito / Sucre) y Cusiana (Tauramena-Casanare).

Producción de crudo

Por otra parte, la ANH también reportó que la producción fiscalizada de petróleo durante mayo de este año fue de 746.185 barriles por día (bpd), 6,07% más que la registrada en el mismo mes de 2021 cuando fue de 703.478 bpd.

Ahora bien, al hacer la comparación mensual en la producción de crudo esta disminuyó 0,68% al pasar de 751.322 bpd en abril de 2022 a 746.185 bpd en mayo. Esta disminución se presentó por mantenimientos y problemas eléctricos en los campos Chichimene, Tigana, Capella, Jacana y Cohembi.

Taxonomía Verde y financiamiento climático en Colombia

Con más de 300 participantes en diferentes talleres regionales, se discutieron nuevos proyectos, los retos de su implementación y la importancia de la sostenibilidad financiera. Se busca identificar proyectos para ser financiados a través del Corredor de financiamiento climático del DNP.

8 de julio de 2022.    Luego de recorrer diez ciudades del país, el pasado 7 de julio se llevó a cabo el último taller técnico regional sobre cambio climático en Quibdó, Chocó, financiados por el UK PACT del Gobierno Británico, y liderados por el Departamento Nacional de Planeación (DNP), Climate Bonds Initiative (CBI), Ambire Global y Metrix Finanzas.

Los diez talleres presenciales, que comenzaron el 1 de junio de 2022, tuvieron como objetivo brindar asesoría técnica a las regiones en la correcta estructuración de proyectos en cambio climático dando un primer acercamiento a la Taxonomía Verde de Colombia y el sistema de monitoreo, reporte y verificación MRV de financiamiento climático, y así ayudar a las regiones a acceder a potenciales fuentes de financiación.

Los talleres se centraron en las finanzas del clima, sus fundamentos, cómo acceder al financiamiento de proyectos sostenibles, estructura de la Taxonomía Verde y el sistema de monitoreo, reporte y verificación MRV del financiamiento climático.

Asimismo, contó con una asesoría personalizada en la estructuración financiera y ambiental de proyectos con impacto en las cuestiones relacionadas con cambio climático y medio ambiente.

En los talleres se trabajó de manera práctica y personalizada con los Nodos Regionales de Cambio Climático (NRCC) y las Comisiones Regionales de Competitividad e Innovación (CRCI) sobre los proyectos existentes en las distintas regiones del país.

En jornadas de aproximadamente ocho horas, se capacitaron a las comunidades, entregándoles las herramientas para acceder a la correcta estructuración de iniciativas y el acceso a las fuentes de financiación climática.

Durante los talleres, los asistentes socializaron los proyectos locales y regionales para sentar las bases del desarrollo bajo en carbono y la resiliencia climática. Se espera así que los proyectos logren acceder a fuentes de financiación nacionales, internacionales y privadas.

Canacol alcanza nivel prepandemia de producción de gas y anuncia descubrimiento

Durante junio, las ventas de gas natural de Canacol promediaron 199 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfpd) y anuncia éxito en el pozo exploratorio Cornamusa 1.

8 de julio de 2022.   Canacol Energy anunció que las ventas contractuales realizadas de gas natural (las cuales son gas producido, entregado y pagado) fueron de 199 millones de pies cúbicos estándar por día (“MMscfpd”) en junio de 2022, representando los volúmenes más altos en ventas que la Corporación ha logrado desde febrero de 2020, momento en que se impactó la demanda debido a la Covid-19.

Además, la Corporación terminó la perforación del pozo de exploración Cornamusa-1, ubicado en el bloque VIM-5, operado por CNE OIL & GAS S.A.S con una participación del 100%.

El 5 de junio de 2022 se inició la perforación del pozo Cornamusa-1 y alcanzó una profundidad total de 8.572 pies. El pozo encontró varias areniscas contenedoras de gas entre 6.010 y 7.514 pies de profundidad vertical dentro del reservorio de arenisca de Ciénaga de Oro (CDO) con una porosidad promedio del 17 por ciento.

Canacol señaló que actualmente se están realizando las actividades de revestimiento y completamiento y será probado y puesto en producción permanente en las próximas semanas.

Programa de perforación

Actualmente, la Corporación se encuentra perforando el pozo de desarrollo Toronja-3, ubicado en el contrato E&P VIM-21 con una participación operadora del 100%. El pozo apunta a areniscas contenedoras de gas dentro de la Formación Porquero, la cual es productiva en los pozos adyacentes Toronja 1 y 2.

Otro taladro está siendo movilizado para perforar el pozo exploratorio Claxon-1, el cual se estima iniciar trabajos a finales de julio. Claxon-1 está ubicado aproximadamente a dos kilómetros al sur del descubrimiento reciente Alboka-1, el cual probó 33 MMscfd en el reservorio arenisco CDO.

Claxon-1 tendrá como objetivo los mismos reservorios en CDO presentes en Alboka, y la Corporación estima que tomará aproximadamente cuatro semanas en perforar, completar y probar el pozo.

Cambio en el equipo ejecutivo

De otro lado, la Corporación anunció que el Sr. William Satterfield fue promovido al rol de Vicepresidente de Exploración, reemplazando al Sr. Mark Teare. Satterfield se unió a Canacol desde Sánchez Oil and Gas Corporation, donde trabajó como Vicepresidente de Nuevos Negocios y Geociencia. Anteriormente trabajó durante 22 años para Occidental Petroleum en las Américas, Medio Oriente, África, y el Sudeste Asiático, en varios roles geotécnicos culminando en el rol de Gerente de Exploración en Bogotá. Satterfield tiene un BSc y MA en Geología de la Universidad de Texas en Austin.

Fuente: Canacol

Consejo de Estado da vía libre al fracking en Colombia

El Consejo de Estado negó las pretensiones de una demanda que pretendía la nulidad de las normas que establecieron los criterios, procedimientos y requerimientos técnicos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, incluyendo la técnica de estimulación o fracturamiento hidráulico, conocida comúnmente como fracking.

7 de julio de 2022.   La Sección Tercera de la alta corte en sesión del 7 de julio del 2022 desestimó los cargos y pretensiones de nulidad presentadas en contra del Decreto 3004 de 2013 y de la Resolución No. 90341 de 2014, emitidas por el Gobierno Nacional.

Las normas fueron demandas porque, en opinión del actor, autorizan, avalan o permiten la técnica del fracking en el país. Además, el accionante sostuvo que estos mandatos representan un riesgo para los recursos naturales y la salud humana, animal y vegetal, en tanto contienen reglas que resultan insuficientes o no idóneas para evitar o mitigar estas consecuencias eventualmente dañinas. A juicio del accionante, ello supone la violación de artículos 79 y 80 de la Constitución Política, así como del artículo 1º de la Ley 99 de 1993, que impone la aplicación del principio de precaución en materia ambiental.

La Sección Tercera indicó que las normas acusadas corresponden a un reglamento técnico y que su función como juez de legalidad se circunscribe a determinar, con fundamento en las razones jurídicas de la demanda, si este vulnera las normas de mayor jerarquía indicadas por el actor.

Señaló que el principio de precaución, contenido en la Ley 99 de 1993, no tiene, por regla general, un carácter prohibitivo y paralizante. Aclaró que, por el contrario, es un llamado a la acción regulatoria, de manera que no se concreta en una proscripción a las autoridades para establecer los requisitos técnicos que deben cumplir quienes adelanten determinadas actividades comerciales y que tienen una incidencia ambiental jurídicamente relevante.

En el mismo orden, explicó que las autoridades administrativas tienen la atribución y el deber de escoger los medios técnicos y operativos apropiados, a la luz de las circunstancias concretas, para alcanzar la finalidad legalmente perseguida con el principio de precaución, el cual impone que la determinación sobre tales medios sean razonables y estén fundamentados en una investigación científica adecuada de los factores desencadenantes de tales riesgos y de los bienes jurídicos que pueden verse afectados por su materialización.

En esa medida, precisó, el juez no debe invadir la órbita de la acción regulatoria, sino limitarse a constatar que en la fase de producción normativa del reglamento técnico el órgano competente haya efectuado investigaciones adecuadas que justifiquen razonablemente las medidas adoptadas.

Explicó que, dado que la argumentación del demandante consistía en demostrar una insuficiente o equivocada valoración de la ciencia respectiva y, por ende, en poner en evidencia una errada decisión técnica de la administración, su actividad probatoria no podía reducirse a revelar una simple opinión técnica o de política ambiental diferente a la definida en la regulación. No podía limitarse a demostrar que la actividad es riesgosa, pues al tratarse de una cuestión técnica compleja (cuando la decisión se adopta sobre varias alternativas técnico-científicas posibles), la anulación de la decisión de la administración solo es viable en la medida que sea abiertamente irrazonable, desproporcionada o arbitraria. Por esa razón, el actor tiene el deber de probar con absoluta seguridad y certeza la falencia o la equivocación manifiesta en su adopción.

Con fundamento en lo anterior, una vez analizadas las pruebas decretadas y practicadas en el proceso, así como las normas del ordenamiento que componen el régimen jurídico de la exploración y explotación de yacimientos no convencionales, la Sala Plena de la Sección Tercera del Consejo de Estado concluyó que:

i) El demandante no demostró que las normas acusadas no satisfagan las exigencias jurídicas del principio de precaución. No probó que sean contrarias, ajenas o irrazonables de cara al conocimiento científico o de la disciplina correspondiente. Tampoco probó que sus reglas sean arbitrarias, inadecuadas o irrazonables para mitigar los riesgos de la actividad regulada. Además, si bien se acreditó la existencia de opiniones técnicas distintas a las adoptadas por la reglamentación objeto de la demanda, no probó con certeza la existencia de una falencia o error cometido en ella o que sus reglas sean abiertamente inidóneas o inadecuadas por contrariar una única opción técnica o científicamente viable; tampoco porque fueren flagrantemente irrazonables, desproporcionadas o arbitrarias dentro de un número plural de opiniones técnicas válidas y legítimas. 

ii) Las normas demandadas no crean, autorizan, avalan o permiten el fracking. Contienen la actualización de la reglamentación técnica que ya existía de una actividad que no está prohibida. La licitud de esta práctica escapa al medio de control de nulidad y además está sustentada en el régimen jurídico de la explotación de los recursos naturales no renovables permitida por la Constitución Política, reglas que fueron desarrolladas por el reglamento, en particular, de los yacimientos no convencionales, cuyo aprovechamiento es incentivado expresamente por la ley vigente. Este asunto, dice la sala, es evidenciable con la verificación del objeto y contenido de los actos cuestionados, bajo los que no se emite la autorización de una práctica o política petrolera. Tampoco se propicia la ejecución de una técnica extractiva específica, asunto cuyo estudio y definición no se ubica dentro de los linderos de la competencia de fiscalización que se reglamenta y la expedición del reglamento técnico que la adopta.

Cabe precisar que la decisión fue adoptada por la mayoría de la sala, ya que cinco consejeros votaron a favor del proyecto de fallo, mientras que tres de ellos salvaron su voto. Esta determinación se produce después de que las ponencias a cargo de los magistrados Ramiro Pazos y Jaime Rodríguez fueron derrotadas.

Fuente: Consejo de Estado

Beneficios tributarios para empresas que ayuden a proteger el medio ambiente

Entre los beneficios están descuentos y exenciones sobre impuesto de IVA y renta, y la exención de derechos arancelarios.

6 de julio de 2022.El Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, entre otras entidades, promueve beneficios tributarios para las organizaciones interesadas en proteger el ambiente y avanzar hacia una economía baja en carbono.

Implementar en una organización planes dirigidos a la acción climática y a la protección del ambiente es una decisión estratégica que permite proteger cadenas de producción y los portafolios de inversión ante los efectos del cambio climático; a su vez, puede abrir oportunidades de mercado, ya que los países cada vez más están exigiendo productos sostenibles y de bajas emisiones.

“Los efectos del cambio climático pueden afectar significativamente el proceso productivo de una empresa y toda su cadena de valor. Por esa razón, es fundamental que las organizaciones inicien su transición para realizar acciones que les permitan adaptarse a estos efectos y asegurar sus activos, los procesos productivos, mejorar su reputación y aumentar su competitividad en un mundo que cada vez adquiere más conciencia ambiental”, dijo Carlos Eduardo Correa, ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible.

Según la Encuesta Nacional de Percepción Misión de Crecimiento Verde, realizada por el Departamento Nacional de Planeación en 2018, en los últimos cinco años el 66,2 % de las empresas en Colombia se han visto afectadas por los cambios en el clima.

Entre los beneficios que ha diseñado el Gobierno están: 

  • Descuento del Impuesto sobre la Renta por las inversiones en control, conservación y mejoramiento del medio ambiente.
  • Rentas exentas para la venta de energía generada con recursos eólicos, biomasa o residuos agrícolas, que generen reducciones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y vendan los certificados de reducción de emisiones de dióxido de carbono, también los ingresos obtenidos de los servicios de ecoturismo.
  • Exclusiones al IVA para los bienes que se venden en el territorio nacional asociados al desarrollo de actividades que generan impactos ambientales positivos:
  • Equipos y elementos para sistemas de control y monitoreo Ambiental.
    • Equipos para reciclar y procesar basuras, depuración y tratamiento de aguas residuales, emisiones atmosféricas o residuos sólidos.
    • Proyectos que reduzcan las emisiones de GEI.
    • Equipos necesarios para reconvertir vehículos a gas natural.
  • Tarifa preferencial del IVA (5%) para los bienes y servicios cuya producción o consumo genera impactos ambientales positivos, como vehículos eléctricos, híbridos e híbridos enchufables para el transporte de mercancías y para usos especiales: taxis eléctricos, motocicletas y bicicletas eléctricas, acumuladores, inversores y cargadores de baterías de vehículos eléctricos.
  • Incentivos específicos para proyectos (equipos y servicios) de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCE).
  • Descuento de renta a la producción de energía con FNCE y gestión eficiente de la energía (deducción del 50 % del total de la inversión realizada).
  • Exclusión del IVA a FNCE.
  • Exención del pago de derechos arancelarios FNCE.
  • Incentivos para proyectos de Gestión Eficiente de la Energía (GEE):
  • Descuento en el impuesto de renta del 25% de la inversión realizada en proyectos de GEE.
    • Exclusión de IVA en la compra de equipos o maquinaria que se destine al proyecto GEE.
    • Descuento del impuesto de renta del 50% de la inversión realizada en el proyecto GEE en un periodo de hasta 15 años.

1,3 millones de habitantes del Tolima tendrán rebajas en tarifas de energía

El Ministerio de Minas y Energía incluyó al Tolima dentro de un Área de Distribución (ADD) lo que traerá descuentos en el costo de distribución de las tarifas de energía para los usuarios. El departamento hará parte de la ADD Oriente la cual está conformada por los mercados operados por ENEL Colombia, EBSA, ENELAR y Electrohuila.

6 de julio de 2022.   Durante su visita al municipio de El Espinal, el ministro de Minas y Energía Diego Mesa anunció que los habitantes del Tolima disfrutarán de tarifas de energía más bajas, gracias a la inclusión del departamento dentro de las Áreas de Distribución (ADD).

“Eso va a garantizar que los cargos de distribución tengan en el mediano plazo una reducción que esté al nivel de lo que están pagando los departamentos vecinos de Cundinamarca y Caldas, logrando así que a partir de los próximos 9 a 12 meses, no haya más incrementos en el costo del kilovatio que pagan los habitantes del Tolima, porque vamos a tener en ese periodo una reducción en los cargos de distribución,” dijo el Mesa.

Al ser catalogado como un ADD, el Costo Unitario (CU) en el departamento del Tolima, calculado para los usuarios conectados en el nivel de tensión 1, principalmente residenciales y comerciales, tendrá una disminución cercana al 15% (alrededor de $150 por kWh).

Esta disminución, que beneficiará a 1,3 millones de tolimenses, no se empezará a evidenciar de manera inmediata, sino que requerirá un tiempo aproximado de entre 9 y 12 meses.

“Eso es algo que venía pidiendo el departamento desde hace varios años y hoy les decimos que cumplimos y que garantizamos que los precios sean más competitivos”, agregó el ministro Mesa.

Las ADD, creadas entre 2009 y 2012, buscan aproximar, hasta donde sea factible, los CU de energía eléctrica que reciben los usuarios finales en el país (que sean similares los costos en las regiones). Hoy en día existen cuatro ADD: Occidente (Pacífico chocoano), Norte (Costa Caribe), Centro (Bogotá, Valle y Antioquia), y Oriente (Llanos), esta última es a la que entrará a hacer parte el departamento del Tolima.

La industria minera advierte que la transición energética no es sostenible

Hay un tema evidente del que no se habla mucho y es que la transición energética se está construyendo sobre la base de recursos finitos, donde la mayoría de los metales y minerales ya escasean. Y esto es sólo el comienzo de los problemas de la transición.

Por: WORLD ENERGY TRADE

6 de julio de 2022.   La transición energética ha sido planteada por los políticos como el único camino para la civilización humana. No todos los países del planeta están de acuerdo con ella, pero los que sí lo están son los que tienen más voz.

Incluso en medio de la crisis de los combustibles fósiles que está empezando a paralizar las economías, la transición sigue siendo un objetivo. No es ningún secreto que la transición requerirá cantidades enormes de metales y minerales.

Los ejecutivos de la industria minera han advertido que no hay suficiente cobrelitio, cobalto o níquel para todas las baterías de los vehículos eléctricos que requeriría la transición. Y no han sido los únicos. Aun así, la Unión Europea se adelantó este mes y prohibió de hecho la venta de vehículos con motor de combustión interna a partir de 2035.

Debido a la escasez de oferta, los precios están subiendo, al igual que los de todos los sectores de materias primas. Según un cálculo de Barron’s, el precio de una cesta de metales para baterías de vehículos eléctricos que el servicio rastrea se ha disparado un 50% en el último año como consecuencia de diversos factores, entre ellos las sanciones occidentales contra Rusia, que es uno de los principales proveedores de estos metales a Europa.

La combinación de escasez de oferta y aumento de precios está haciendo que la transición energética sea aún más costosa de lo previsto. También nos ha recordado a todos que, debido a estos metales y minerales, que son exactamente tan finitos como el petróleo crudo y el gas natural, la transición no es hacia un futuro de energía renovable.

Pareciera que realmente la transición es hacia un futuro con menos carbono. Y este futuro puede perpetuar algunos de los peores modelos del pasado que tanto se ha querido dejar atrás.

El lado oscuro de la revolución verde

Muchos de los metales para baterías que necesita la transición energética proceden de África, un continente plagado de pobreza, corrupción e incertidumbre política. También es un continente que actualmente está amenazado por un nuevo tipo de colonialismo debido a la transición energética.

En un reciente análisis para Foreign Policy, Cobus van Staden, investigador sobre China y África del Instituto Sudafricano de Asuntos Internacionales, escribió que el negro secreto de la revolución verde es su insaciable hambre de recursos de África y otros lugares que se producen utilizando algunas de las tecnologías más sucias del mundo.

Y lo que es más importante, añadía van Staden, «el cambio acelerado a las baterías amenaza ahora con reproducir una de las dinámicas más destructivas de la historia económica mundial: la extracción sistemática de materias primas del sur global de una forma que hizo a los países desarrollados inimaginablemente ricos mientras dejaba un rastro de degradación medioambiental, violaciones de los derechos humanos y subdesarrollo semipermanente en todo el mundo en desarrollo».

Violaciones de los derechos humanos, corrupción y la perpetuación de las bajas normas laborales y medioambientales han sido una característica de casi todas las empresas extranjeras del sector minero africano.

Basándose en estas pruebas, parece que, además de no ser renovable, la transición energética no parece tener mucha conciencia social. En otras palabras, el movimiento de inversión ESG, que se centra en las empresas en transición, podría ser, de hecho, un movimiento que premia a las empresas que no son muy respetuosas con el medio ambiente ni con la sociedad. Al menos no en África.

Tal vez se pueda argumentar que, a diferencia de la última vez, como fue la Revolución Industrial, esta vez tenemos muchos más mecanismos para proteger los derechos humanos. Por muy cierto que sea, no se ha avanzado mucho en ese sentido en la República Democrática del Congo, por ejemplo, un país enorme que es clave para la transición por su riqueza en cobalto.

La buena noticia es que todos estos problemas de la transición eran más o menos tabú hasta hace poco. Ahora se habla cada vez más de ellos, y es de esperar que esto conduzca a un reajuste de los objetivos o al menos de los plazos para hacerlos más realistas. Tal vez la idea de la transición justa también cobre velocidad.

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