¿Qué pasa con el suministro de combustibles en Bogotá?

Mientras las estaciones mencionan problemas de abastecimiento en la planta de Puente Aranda, Ecopetrol manifiesta que las refinerías y los poliductos trabajan a plena capacidad.

7 de diciembre de 2021.   Al tiempo que se encendían las luces de Navidad también se prendían las alarmas de un posible desabastecimiento de combustibles líquidos en el centro del país. La Federación Nacional de Distribuidores de Combustibles y Energéticos (Fenidpetróleo) señaló que, al hacerle seguimiento a las estaciones de servicio, se “ha evidenciado desabastecimiento de combustibles.”

En un comunicado a la opinión púbica, el gremio distribuidor señala que “se han reportado largas filas en las últimas horas en la planta de Puente Aranda en Bogotá, debido al despacho de combustible en bajas cantidades y de manera intermitente, jornadas interminables para los conductores de carrotanques que prestan los servicios de transporte a las EDS…. Esto ha generado dificultades para el acceso de los ciudadanos al combustible en diferentes estaciones de la ciudad.”

De acuerdo con Fendipetróleo Nacional, “es importante garantizar el suministro de combustibles por parte de Ecopetrol a las plantas mayoristas, y que estás a su vez puedan dar celeridad para que más estaciones de servicio no se vean afectadas.”

Por su parte, Ecopetrol y Cenit, en un comunicado conjunto señalaron que “en las estaciones de Puente Aranda, Mansilla y Tocancipá, que abastecen a Bogotá y otras zonas del centro del país, hay combustibles suficientes para entregar a los mayoristas.”

Y agregan que “las refinerías y los sistemas de transporte de combustibles operan a plena capacidad en el país, luego de completarse el mantenimiento de una de las unidades en la refinería de Barrancabermeja y la intervención a uno de los poliductos que llega al centro del país.”

De acuerdo con la petrolera de mayoría estatal, la demanda de gasolina y diésel ha registrado niveles muy altos con respecto al trimestre anterior, como consecuencia de la reactivación económica y de un elevado consumo en zonas de frontera.

Según estimaciones, el aumento de la demanda de diésel y gasolina es del orden del 15% frente al consumo de 2019, es decir antes de la pandemia de la Covid-19.

Así mismo, Ecopetrol señaló que en los puertos de la costa Atlántica se cuenta con volúmenes de productos para reforzar el abastecimiento. “Los diferentes agentes trabajan en ajustes a la logística de transporte para aumentar el despacho de combustibles desde esa zona del país hacia el interior por medio de carrotanques.”

Justamente, Álvaro Younes, presidente de la Federación Colombiana de Distribuidores Minoristas de Derivados Líquidos del Petróleo y otros Energéticos (Fedispetrol), señaló que otro de los problemas es que no hay conexión por poliducto entre las dos refinerías, la de Cartagena y la de Barrancabermeja, lo que obliga a transportar los combustibles por carretera, con los consiguientes problemas de mayores costos, mayor evaporación del producto y mayor riesgo; además de que no es sostenible ese manejo en grandes cantidades.

Finalmente, Fendipetróleo demandó del gobierno “que la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía informe oportunamente a la opinión pública la verdadera situación de crisis que se está viviendo en estos momentos en la región centro del país, producto del desabastecimiento en las plantas mayoristas.”

La actual situación desnuda una vez más la fragilidad del sistema de abastecimiento de combustibles en el país. En el paro nacional de comienzos de año, el sur del país tuvo dificultades por falta de capacidad de almacenamiento y la planta de Yumbo estuvo asediada durante varios días por manifestantes que amenazaron con incendiarla.

La década perdida de Colombia

En 2020, a consecuencia de la crisis pandémica, el país tuvo una recesión que se tradujo en un decrecimiento del PIB del –6,8% y con ella se exacerbaron el desempleo y la pobreza, alcanzando niveles históricos de 15,9% y 42,5%, respectivamente. Dicho de otra manera, Colombia retrocedió el año pasado una década.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

5 de diciembre de 2021.   El presupuesto general de la Nación, siempre desfinanciado, se caracteriza por su déficit estructural, dado que mientras el gasto, que tiene una inflexibilidad que supera el 80%, ronda el 19% del PIB los ingresos corrientes de la Nación(ICN) a duras penas llegan al 15%.

El margen de maniobra del Gobierno es limitadísimo, tanto más cuanto el Congreso de la República, a guisa de ejemplo, aprobó entre 2003 y 2019 1.224 leyes, como producto de la inflación legislativa, de las cuales 566 tienen impacto fiscal, con un gasto recurrente de $23 billones.

Las partidas correspondientes a las transferencias del Sistema General de Participaciones (SGP), la correspondiente al rubro de lo que debe girársele a Colpensiones y al Fondo Nacional de Prestaciones Sociales del Magisterio y el servicio de la deuda absorben muy buena parte del Presupuesto.

Es muy diciente que el servicio de la deuda, con el 22,3% del presupuesto, aforado para 2022 en $350 billones, supera ampliamente el rubro de inversión, el cual participa con el 17.8%. En la medida que estas son obligaciones ineludibles e inaplazables que la Nación debe honrar año a año y el aumento inercial de un 4% anual de los gastos de funcionamiento, lo único flexible en el presupuesto es la inversión y por ello mismo es la que al final resulta sacrificada.

Ello es preocupante porque Colombia pide a gritos más inversión, sobre todo en bienes públicos, particularmente en infraestructura, para mejorar su competitividad, lastrada como está a consecuencia del gran rezago que acusa, como lo delatan los informes periódicos del Foro Económico Mundial (FEM) y del Consejo Privado de Competitividad.

Bien dijo el premio Nobel de economía Paul Krugman que la productividad no lo es todo en materia de competitividad, pero que a largo plazo lo es casi todo. Y, precisamente, como lo sostiene ANIF, “la pérdida de crecimiento potencial del 4%-4,5% hacia el 3%-3,5% ha estado relacionada con contracciones promedio de la productividad de los factores (PTF) a ritmos del –0,5% anual durante 2015–2018”.

Huelga decir que mientras la economía no crezca por encima del 3,5%, como no lo ha hecho desde 2015, no sólo no genera empleos sino que lo destruye y ello explica que después de haber alcanzado una tasa de desempleo de un solo dígito, desde 2019, antes de la pandemia, volvimos a los dos dígitos.

Y claro, al aumentar el desempleo se afecta el ingreso y ello repercute en el índice de pobreza, el cual, después de bajar durante 7 años desde el 48,8% en 2012 al 34,7% en 2018, a partir de 2019 se revirtió la tendencia. 

En 2020, a consecuencia de la crisis pandémica, tuvimos una recesión económica que se tradujo en un decrecimiento del PIB del –6,8% y con ella se exacerbaron el desempleo y la pobreza, alcanzando niveles históricos de 15,9% y 42,5%, respectivamente. Dicho de otra manera, Colombia retrocedió el año pasado una década, una década perdida.

La brecha digital 

Como secuelas de la crisis pandémica, además de ampliarse y profundizarse la brecha social, se puso de manifiesto otra brecha no menos irritante e impactante como lo es la digital.

En Colombia, según ANDESCO, para mediados de 2019 la cobertura de internet era del 52% en las áreas urbanas y de un ínfimo 7% en las zonas rurales, convirtiéndose en una barrera, insalvable en muchos casos, para la implementación de la virtualidad en el sistema educativo, especialmente en la periferia del país, acentuando de paso la disparidad entre la educación privada y pública.

Ello me ha llevado a plantear la necesidad de añadir a los 17 objetivos del desarrollo sostenible (ODS) de las Naciones Unidas el cierre de labrecha digital como el 18º objetivo a nivel global.

Recientemente se aprobó la Ley 2108 de 2021, la cual declara al internet como servicio público de carácter esencial, con miras a alcanzar la cobertura universal. Este es un paso en la dirección correcta.

Ojalá no se repita la historia de la Ley eléctrica 143 de 1994, que fijó un plazo de 20 años para alcanzar la cobertura universal y casi 30 años después 400 mil hogares en Colombia carecen de este otro servicio esencial.

Se impone en uno y otro caso un compromiso que trascienda los cuatrienios presidenciales, que cuente con una estrategia, con un plan de acción y, desde luego, con la apropiación de los recursos indispensables para que tan buenos propósitos no se queden escritos como letra muerta en el papel.

*Ex ministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

Colombia: El GNL también podría suplir las necesidades del sector industrial

En los últimos 4 años, Calamarí LNG ha importado 1,7 millones de m3 de GNL, de los cuales se ha regasificado el 82% para generar 1.825 MW de energía. La compañía explora la posibilidad de atender al sector industrial como mercado complementario al térmico en el mediano y largo plazo.

3 de diciembre de 2021.  En el marco de la transición energética que viene adelantando Colombia, el gas natural licuado (GNL) se ha convertido en el combustible de respaldo clave para el sector térmico, pero ante el escenario actual de disminución de las reservas de gas, podrá ser requerido para suplir las necesidades de suministro en las operaciones de otros sectores como el industrial.

El GNL es importado y comercializado en el país por Calamarí LNG, empresa encargada de comprar en el mercado internacional GNL para que los generadores térmicos Tebsa, Termocandelaria y Prime Termoflores tengan oportunamente el combustible para atender los requerimientos de despacho que reciben y respaldar sus obligaciones de energía en firme, particularmente en momentos de hidrología crítica como el fenómeno de El Niño e inclusive para poder respaldar el mercado en coyunturas de escasez de gas natural nacional.

El hidrocarburo importado es posteriormente regasificado en la terminal portuaria de SPEC LNG en Cartagena, para su entrega final a las termoeléctricas que atienden necesidades de generación  de energía.

Con su gestión desde 2017, la comercializadora ha logrado ya posicionar a Colombia en el mercado internacional como un referente para la importación y comercialización del GNL con miras a una dinamización del mercado nacional.

“Venimos explorando en conjunto con SPEC LNG, nuestro aliado de infraestructura, posibilidades a futuro para atender un mercado complementario al térmico en el mediano y largo plazo, tal como el industrial”, afirmó Alfredo Chamat, gerente general de Calamarí LNG.

La experiencia comercial con el sector térmico le ha permitido a Calamarí LNG construir un amplio portafolio de proveedores de GNL, ubicados principalmente en Trinidad & Tobago y Estados Unidos, países con amplia oferta del combustible, incluyendo a las empresas más grandes del mercado.

Ello ha permitido comprar mediante subastas abiertas cargamentos de GNL en tiempo récord, a precios competitivos y sobre todo oportunamente, para suplir requerimientos de generación térmica en los momentos de escasez de producción de energía hídrica, tal como sucedió en 2018 para respaldar la generación y suministro de energía en la costa Atlántica, luego de las afectaciones sufridas en dos de las tres líneas de interconexión que comunican a esa zona con el centro del país.

“Con este aprendizaje comercial adquirido en mercados internacionales para los generadores térmicos se podrían suplir también las necesidades de abastecimiento de gas del sector industrial, de acuerdo con las directrices del gobierno nacional y el marco regulatorio”, agregó Chamat.

En los últimos 4 años, Calamarí LNG ha importado 1,7 millones de m3 de GNL, de los cuales se han regasificado 1,4 millones de m3, que corresponden al 82%, y se han usado para generar 1.825 MW de energía.

“Los beneficios son evidentes, puesto que se ha logrado el objetivo de viabilizar la importación de GNL con destino a Termocandelaria, Prime Termoflores y Tebsa para generar energía con GNL en lugar de combustibles líquidos, lo que ha permitido que los colombianos hayan ahorrado más de 1.000 millones de dólares en los costos de la electricidad en los últimos 4 años”, concluyó el directivo.

Prioridades para Colombia después de Glasgow

El Centro Regional de Estudios de Energía presenta las prioridades que debería tener Colombia en su agenda energética después de Glasgow.

Por: TOMÁS GONZÁLEZ*

2 de noviembre de 2021.   Para muchos la COP26 en Glasgow fue un fracaso porque no aseguró la carbono neutralidad a 2050 que se necesitaría para mantener el calentamiento global por debajo de 1,5 grados centígrados. Para otros, hubo avances que mejoran significativamente los compromisos que se tenían.

En cualquier caso, el Gobierno de Colombia reafirmó en Glasgow su compromiso de carbono neutralidad a 2050, lo que debería determinar sus prioridades de trabajo hacia adelante y servir para dimensionar el tamaño y el tipo de esfuerzo requerido.

A continuación siete prioridades que debería tener Colombia en su agenda después de Glasgow:

1. Volver los anuncios planes concretos

La primera prioridad debe ser aterrizar los anuncios en planes concretos que den una idea clara de los esfuerzos que hay que hacer, los beneficios que se derivarán de ellos y el realismo de las metas escogidas. Esto, además, debería llevar a que los planes se construyan con el sector privado, principal responsable de las inversiones requeridas en descarbonización. 

2. Definir los mecanismos regulatorios para la transición energética

Hacer la descarbonización realidad requiere de mecanismos regulatorios concretos. El impuesto al carbono es la herramienta preferida por los economistas por sus ventajas en materia de eficiencia, pero también existen otras como mercados de emisiones, compensaciones, estándares técnicos y o medidas administrativas.

Colombia tiene un impuesto al carbono de 5 dólares por tonelada de CO2 emitida que no es consistente con los compromisos anunciados. Su ajuste a los niveles recomendados internacionalmente de 40-80 dólares por tonelada supone una discusión que es urgente dar en términos de realismo y credibilidad.

Lo mismo sucede con la base del impuesto donde hoy no se incluyen todos los fósiles y se excluyen los sectores responsables de dos terceras partes de las emisiones como residuos y agricultura.

Para los demás mecanismos regulatorios hay que dar discusiones similares.

3. Prepararse para la electrificación de la economía

Análisis de escenarios de futuro energético que ha hecho el CREE muestran una necesidad de electrificación de la economía que aumenta con el grado de ambición climática.

Descarbonizar la generación de electricidad es el primer paso para facilitar la descarbonización del resto de la economía. Pero el esfuerzo no es sólo de la oferta; la demanda también debe hacer inversiones para electrificar los procesos de producción que sean electrificables y elevar la eficiencia en el consumo de energía.

Esto requiere financiación, planes de trabajo con los consumidores —sobre todo los más vulnerables en industria, transporte y hogares— y un enorme esfuerzo para asegurar los permisos y licencias que han dificultado la expansión solar y eólica, sin dejar de lado el trabajo para garantizar la confiabilidad en el suministro dada la intermitencia de las energías de bajas emisiones. 

4. Mecanismos para la adopción acelerada de nuevas tecnologías

La transición energética es ante todo un cambio que se da a partir de la adopción de nuevas tecnologías de producción y consumo. La última década nos ha mostrado la capacidad que tienen los costos de producción de caer ante la innovación en los procesos de manufactura y los efectos de las economías de escala.

Ello es especialmente notorio en el caso de los paneles solares, pero también se ha dado en la generación eólica o en las baterías, con caídas que superan el 90%. Es de esperar que el hidrógeno siga un desarrollo similar en los próximos 10-15 años, lo mismo que la capacidad de almacenamiento de las baterías.

La gran ventaja de estas caídas es que reducen los costos del cambio y facilitan su adopción. No obstante, caídas en costos no significa que automáticamente puedan adoptarse en Colombia.

Hay que trabajar en tener las condiciones de inversión, los marcos regulatorios, el capital humano y los servicios de soporte requeridos. Es una oportunidad de oro para hacer un esfuerzo en ciencia, tecnología e innovación local que apalanque su adopción con programas piloto y desarrollos propios.

5. Asegurar la financiación para la transición energética

La magnitud del cambio requerido en la transición energética es tal que se requiere un esfuerzo similar en materia de inversión. Comparada con la inversión hecha en los últimos 5 años, los recursos de inversión en energía limpia que se necesitarían entre 2026-2030 es del doble para cumplir con los compromisos ya hechos y el cuádruple para la carbono neutralidad en 2050.

Cifras de tal magnitud suponen un esfuerzo muy grande tanto del sector privado como de los gobiernos. La Agencia Internacional de Energía estima que el 70% de esta inversión debe venir de fuentes privadas, lo que deja cerca de una tercera parte en manos de los gobiernos que deben, entre otras cosas, asegurar los recursos para mitigar los costos de la transición en países en desarrollo y que hasta ahora han incumplido desde la firma del acuerdo de París.

Cabe anotar que aunque los reflectores están puestos en la financiación de las energías limpias, también va a necesitarse una financiación significativa en fósiles. Esto es especialmente problemático porque las fuentes de financiamiento están alejándose del carbón y los hidrocarburos, pero es imposible, sin la adecuada financiación, sostener la producción de energía de estas fuentes en los niveles requeridos para la transición.

6. Establecer la ruta para la transición fiscal

Colombia tiene una enorme deuda social por atender. No sólo más de la cuarta parte de la población vive en condiciones de pobreza, sino que tiene una de las 15 peores distribuciones del ingreso en el mundo. Solucionarlo requiere cuantiosas inversiones públicas en educación, salud e infraestructura, que dependen de la financiación disponible.

Los fósiles son los sectores que más tributan en Colombia por unidad de producto. Por cada peso de aporte fiscal que hacen los hidrocarburos, el resto de sectores económicos —con excepción de los minerales metálicos— aporta menos de 40 centavos.

Una transición energética que marchite los fósiles sin sustituir los ingresos fiscales que generan nos condenarían a desatender muchas de las necesidades más apremiantes de desarrollo.

7. Establecer planes de apoyo para los afectados

Con la transición energética habrá grupos específicos que van a verse significativamente afectados. Fundamentalmente aquellos que derivan su sustento de los sectores que van a marchitarse con la descarbonización y que deben entonces encontrar nuevas fuentes de ingreso. Muchos tienen una vulnerabilidad económica que, en ausencia de planes específicos de apoyo, va a hacerles muy difícil la transición productiva.

Un ejemplo son los productores de carbón del interior del país, que son el centro de la vida económica en decenas de municipios. Los datos muestran como sus ingresos están muy por encima de trabajos comparables en zonas rurales, que es donde se desarrolla su actividad.

Pero no es sólo un tema de ingresos: quienes trabajan en el sector carbón son más propensos a tener contratos escritos a termino indefinido y a incluir prestaciones. Es empleo de mayor calidad.

No tener planes de transición productiva realistas para pequeños productores, microempresarios y todos aquellos que le proveen bienes y servicios a los sectores que van a ir desapareciendo es una receta para el fracaso y para hacer mucho más difícil la descarbonización.

8. Incorporar las preferencias de los electores

Los últimos meses han visto una escalada en los precios de la energía en varias partes del mundo. Esto ha disparado las alarmas de los gobiernos a tomar medidas de emergencia, algunas inútiles o peligrosas para el adecuado funcionamiento de los mercados.

En Estados Unidos, el presidente Biden, líder en la lucha global contra el cambio climático, va liberar reservas estratégicas de crudo y a pedirle a la OPEC que aumente la producción de petróleo para aliviar los altos precios que enfrentan sus gobernados en las estaciones de servicio.

En Europa, donde los problemas de suministro de gas y poco viento para la generación eólica tienen los precios de la electricidad en máximos históricos, el gobierno socialista de España, abanderado también de lucha contra el calentamiento global, les ha puesto techo a los precios, quitado los impuestos y aumentado los cupos de emisiones para energía menos limpia.

Estos ejemplos reflejan la sensibilidad de los votantes a los  precios de la energía y el temor de los gobernantes a las protestas, el descontento y la pérdida de gobernabilidad. Son episodios que deben servir de alerta en Colombia.

Si no se pone la confiabilidad y una relativa estabilidad de precios en el centro de la transición, la agenda de descarbonización va a ser más difícil de sacar adelante y puede terminar en las garras del populismo.

*Director del CREE

Producción de gas natural en Colombia creció 4,16% durante octubre de 2021

La producción comercializada de gas en Colombia fue de 1.127 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en octubre de 2021, lo que representa un aumento del 4,16% frente a lo registrado en septiembre pasado (1.082 mpcd). En comparación con octubre de 2020 (1.091 mpcd), la producción tuvo una recuperación del 3,3%. 

2 de diciembre de 2021.   El incremento en el gas natural comercializado se registró, principalmente, en los campos Cupiagua (Aguazul, Casanare), Mamey (Ovejas, Sucre), Ballena (Manaure, La Guajira), Cañahuate y Aguas Vivas (Sahagún, Córdoba), Níspero (San Marcos, Sucre) y Sucumbíos (Ipiales, Nariño), debido al restablecimiento de la producción luego del mantenimiento programado de la planta de gas Cupiagua y al aumento en la demanda de gas durante el mes, señaló el Ministerio de Minas y Energía.

Durante los primeros diez meses de 2021 la producción promedio de gas natural comercializado en Colombia registró un incremento del 5,12%, llegando a 1.082 mpcpd frente a los 1.029 mpcpd reportados en el mismo periodo del 2020. 

Cae la producción de petróleo

En cuanto a la producción de petróleo, en octubre de 2021 fue de 740.265 barriles promedio día, una leve disminución del 0,5% frente a los datos reportados durante septiembre: 744.173 bpd. Con respecto a la producción de octubre de 2020 (751.374 bpd), se registró una caída del 1,48%. 

La disminución en la producción se presentó principalmente en los campos Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), Yariguí-Cantagallo (Cantagallo, Bolívar), Platanillo y Cohembí (Puerto Asís, Putumayo), Chichimene (Acacías, Meta), Floreña Mirador y Pauto Sur (Yopal, Casanare) y Cicuco (Cicuco, Bolívar), debido a fallas eléctricas, mecánicas y por orden público.

En los primeros diez meses de 2021 la producción de petróleo alcanzó 734.318 barriles promedio día, lo que muestra una reducción de 6,52% frente al mismo periodo de 2020, cuando se tuvo una producción de 785.526 barriles día.

Finalmente, durante octubre de 2021 se inició la perforación de 5 pozos exploratorios y 47 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 29 pozos exploratorios y 334 de desarrollo. Además, durante este mes se adquirieron 29,2 kilómetros de sísmica 2D equivalente, para un total en el año de 1.192 kilómetros.

España: desarrollan primer camión pesado propulsado por hidrógeno

La empresa vasca Cikautxo, el centro tecnológico Tecnalia y Técnicas Reunidas lideran el primer consorcio totalmente español que pondrá en marcha un camión propulsado por hidrógeno y electricidad, capaz de llevar hasta 40 toneladas.

2 de diciembre de 2021.   El proyecto, denominado SHINEFLEET, trabaja activamente en la descarbonización del transporte de mercancías por carretera. Para ello se van a desarrollar soluciones tecnológicas, basadas en hidrógeno, para impulsar la movilidad inteligente y sostenible de flotas de transporte pesado.

Se prevé que el camión esté en periodo de pruebas en 2023. El reto es lograr que este vehículo sea rentable y tenga el menor peso posible para no restar capacidad de carga. De esta iniciativa saldrá una pila de combustible de hidrógeno para camiones, y un sistema modular y compacto de generación que combine hidrógeno renovable y azul. Se trata de ofrecer soluciones para el esperado reemplazo del diésel en los camiones.

El proyecto se estructura en tres ámbitos diferentes:

  • La creación de un nuevo sistema inteligente para la producción descentralizada de hidrógeno de baja huella de carbono.
  • La creación de la cabeza tractora de camión que funcione con este combustible.
  • Un sistema que permitirá interconectar la totalidad de la flota, buscando así una mejor comunicación y navegación de los vehículos.

Junto a Tecnalia, Técnicas Reunidas y Cikautxo participan empresas como Avia Ingeniería, Carbotainer, Idneo, Fractalia y FM Logistic, además del Centro Nacional del Hidrógeno, el Instituto de Tecnología Química, las Universidades Autónoma y Complutense de Madrid y Eurecat.

Fuente: Tecnalia

Parex obtuvo el 60% de las áreas propuestas en la Ronda Colombia 2021

Con una asistencia de un centenar de personas de forma presencial, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) realizó este primero de diciembre la Audiencia de Presentación de Propuestas del cuarto ciclo de la Ronda Colombia 2021.

30 de noviembre de 2021.   Parex Resources fue la estrella en la audiencia de presentación de propuestas del cuarto ciclo del Proceso Permanente de Asignación de Áreas Colombia 2021 (PPAA) que instauró el gobierno Duque, y donde estaban habilitadas 17 compañías, que se adhirieron a un nuevo esquema contractual y a un nuevo mapa de tierras elaborados por la ANH.

Parex Resources presentó ofertas por 18 de las 30 áreas que fueron propuestas. Recordemos que en total había 53 áreas, 28 ofertadas por la ANH y 25 propuestas directamente por las compañías petroleras.

Finalmente, de las 25 propuestas se presentaron 24 ofertas (CNE Oil and Gas no presentó oferta por su área propuesta), mientras que de las 28 ofrecidas por la entidad estatal solo se presentaron propuestas por seis áreas. El 16 de diciembre se recibirán las contraofertas, pero en caso de que no haya, las áreas quedarán adjudicadas a los proponentes.

Entre los 28 pozos exploratorios y la adquisición de sísmica para las áreas ofertadas para Evaluación Técnica se ofreció una inversión mínima de 148,5 millones de dólares, que se suman a los 3.650 millones de dólares que la industria ha comprometido en los 39 contratos anteriores que este Gobierno ha adjudicado.

Las áreas por las que hubo propuestas están ubicadas en las cuencas Valle Superior, Medio e Inferior del Magdalena, Cordillera Oriental, Sinú San Jacinto y Llanos, siendo Casanare y Meta los departamentos con mayor presencia de bloques.

Además de Parex, las otras empresas que fueron adjudicadas son: Ecopetrol, con 4 áreas; Lewis Energy con 3; CNE Oil & Gas, con 2; y Frontera Energy, Hocol y Maurel & Prom, cada una con un área propuesta.

Con este ciclo se da por terminada la adjudicación de áreas petroleras durante este gobierno, al haber adjudicado un total de 69 áreas y superar la meta de 50 que se había propuesto en el Plan de Desarrollo.

Al térmico de la audiencia, el ministro de Minas y Energía Diego Mesa señaló que “la reactivación del sector de hidrocarburos colombiano es una realidad. Cuando empezamos este Gobierno teníamos cerca de cinco años sin firmar un solo contrato y hoy tenemos 39 de exploración y producción firmados, más los 30 por los que se presentaron propuestas hoy, gracias al proceso liderado por el Ministerio y la ANH.”

Por su parte, Armando Zamora, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, dijo que «la Ronda Colombia 2021 mostró las bondades del proceso y le dio la oportunidad a las empresas de elegir áreas y poder conocer la oferta de la ANH en regiones poco exploradas. Esto también demuestra la confianza del sector en Colombia, que tiene un marco regulatorio atractivo y seguro.”

Parex Resource produce actualmente 50 mil barriles diarios de petróleo, principalmente en los Llanos Orientales y algo en el Valle Inferior del Magdalena y Arauca. De acuerdo con Daniel Ferreira, presidente y country manager en Colombia, la compañía invertirá este año entre 250 y 300 millones de dólares y en 2022 entre 400 y 450 millones de dólares.  

Potencial del biogás y el biometano en Europa

Para 2050, del 30 al 40% del consumo total de gas de Europa podría estar compuesto por biometano sostenible, según la undécima edición del Informe Estadístico presentado por la Asociación Europea de Biogás (EBA).

30 de noviembre de 2021.   El reporte proporciona un análisis en profundidad sobre el estado del arte y el potencial del biogás y su forma mejorada, el biometano, y las mejores vías para garantizar su implementación completa en los próximos años como parte de la combinación energética futura.

El informe de la EBA analiza la disponibilidad actual de gases renovables en Europa, en particular biogás y biometano. La producción combinada de ambos en 2020 ascendió a 191 TWh o 18,0 bcm de energía y se espera que esta cifra se duplique en los próximos nueve años.

Para 2050 la producción puede ser al menos cinco veces superior y llegar a más de 1.000 TWh, con algunas previsiones de 1.700 TWh. Las plantas de biogás y biometano basadas en la agricultura representan la mayor parte de la producción total, que ya supera el consumo total de gas natural de Bélgica y representa el 4,6% del consumo de gas de la Unión Europea.

En términos de creación de empleo, el reporte muestra que las industrias del biogás y el biometano ya son responsables de más de 210.000 empleos verdes en la actualidad. Se puede esperar que ambos sectores combinados creen un total de aproximadamente 420.000 puestos de trabajo para 2030 y más de un millón para 2050.

También se destaca la colaboración necesaria entre el biometano y los otros gases renovables potenciales importantes, como el hidrógeno verde, en los próximos años.

Durante la última década, la entrega de energía y calor a partir del biogás fue muy importante y su función continuará hasta cierto punto. Sin embargo, la tendencia actual pone el énfasis de lleno en la producción sostenible de biometano, y se espera que en la próxima década esta tendencia se amplifique.

El biometano es un portador de energía versátil, adecuado para una variedad de sectores, incluidos el transporte, la industria, la energía y la calefacción. En 2020 se registró el mayor aumento interanual en la producción de biometano hasta ahora a pesar de la pandemia, con 6,4 TWh o 0,6 bcm adicionales de biometano producidos en Europa. Se espera un aumento aún mayor en 2021, ya que un número récord de nuevas plantas de biometano comenzaron a producir en 2020 y deben estar en pleno funcionamiento en 2021.

La demanda futura restante de gas puede satisfacerse con otras soluciones renovables y bajas en carbono, como el hidrógeno verde. El desarrollo de sinergias entre gases verdes será clave para satisfacer las futuras demandas del mercado del gas. En línea con esto, el informe destaca la necesidad de desarrollar una visión de cómo el biometano y el hidrógeno se integrarán entre sí en el futuro.

Las futuras inversiones en infraestructura deben tener como objetivo fortalecer la distribución de gases renovables considerando los requisitos específicos de cada gas, así como su implementación más adecuada.

El informe señala también una clara tendencia hacia el uso cada vez mayor de materias primas sostenibles para la producción de biogás y biometano. Estos incluyen principalmente residuos industriales, residuos municipales o residuos agrícolas. También se espera que los cultivos energéticos restantes para producir biogás sean reemplazados por cultivos sostenibles, por ejemplo con la introducción de sistemas de cultivo secuenciales que al mismo tiempo permitan el cultivo de carbono y la revitalización del suelo.

La contribución a la sostenibilidad es uno de los beneficios de la producción de biogás y biometano para la sociedad, pero hay muchos otros. Como señala el informe de la EBA, se necesita un cálculo sólido del valor económico de los beneficios más amplios del biogás y el biometano, de modo que se puedan diversificar los canales de ingresos para sus productores.

La traducción de estos beneficios sociales en señales de mercado permitiría que la producción de biogás y biometano compita en términos más justos con otros tipos de suministro de energía y, al mismo tiempo, estimularía aún más las plantas de producción para lograr los niveles más altos de beneficio social.

En términos de uso por sectores, la necesidad de descarbonización de todos los medios de transporte será especialmente relevante para los próximos años y, por lo tanto, la necesidad de una mayor absorción de gas renovable en ese sector.

Según el informe, la capacidad de producción europea sostenible de bio-GNL para 2024, considerando solo las plantas confirmadas, suma 10,6 TWh por año. Esta capacidad de producción prevista para 2024 podría abastecer a casi 25.000 camiones a GNL durante todo el año.

“Hoy la UE depende en un 90% del gas fósil importado. El informe 2021 de la EBA destaca las mejores vías posibles para acelerar la expansión de gas renovable sostenible y garantizar que estamos en camino de alcanzar la neutralidad climática para 2050, haciendo uso de todas las soluciones posibles a nuestro alcance”, dijo Harmen Dekker, director de la EBA.

Fuente: EBA

TGI presenta margen Ebitda del 80% para el tercer trimestre del año

La Transportadora de Gas Internacional (TGI) S.A. ESP, filial del Grupo Energía Bogotá, cerró el tercer trimestre del 2021 con un margen EBITDA de 79,9%, mejorando 2pp frente al mismo periodo del 2020.

30 de noviembre de 2021.   TGI logró reducir el impacto de los efectos que le traería la disminución de los contratos Ballena-Barrancabermeja para 2021.

Tenemos unas metas claras como negocio y podemos decir que este proceso de transformación nos ha permitido tener muy buenos resultados financieros, pese a la materialización de riesgos. Entre esos riesgos: la culminación de contratos en diciembre de 2020, que implicaban una caída del 23% de los ingresos, que hoy ha sido amortizada con productos innovadores que han entregado alrededor de USD$5,8 millones, mitigando en 9pp la caída estimada.” afirma su presidente Mónica Contreras, quien ha impulsado la transformación organizacional de TGI.

Los resultados positivos sobre el pilar estratégico de Eficiencia se observan desde 4 puntos de vista: En primer lugar, los costos de operación se han reducido 11,7% (acumulado 2021). En segundo lugar, un manejo eficiente del OPEX refleja la captura de eficiencias operativas y disciplina en control de gastos. En tercer lugar, los gastos financieros se redujeron en 2,3% frente al periodo anterior. Y para finalizar, la compañía presenta en su línea de otros ingresos un incremento sobresaliente correspondiente a la gestión administrativa de recuperación de provisiones y siniestros.

En el 3Q21 se observa un aumento del 9,57% del volumen de gas natural transportado promedio día respecto al 3Q20, debido a la normalización de la economía postpandemia.

Entre otros sucesos, la empresa resalta la participación activa de TGI en el lanzamiento de Hoja de Ruta del Hidrógeno presentada por el Ministerio de Minas y Energía. Así mismo, fortaleció el ejercicio de Diálogos con Grupos de interés y el desarrollo de su agenda hacia la descarbonización, siendo este último aspecto una gran oportunidad no solo para TGI sino para el gas natural como energía de la transición.

Al cierre de esta publicación, y ante las resoluciones emitidas por la CREG (Res #099, #103, #175) la compañía ha reforzado la gestión regulatoria al ser asuntos relevantes que definen la remuneración de la actividad de transporte de gas y que le permiten a TGI seguir aportando a la transformación de territorios conectando fuentes con centros de consumo.

“Nuestro desafío como empresa, como sector y como país es lograr que el gas natural llegue a los más de 1,6 millones de hogares que aún cocinan con leña; hacer de las industrias grandes agentes de acción frente al cambio climático; que las empresas generadoras de energía tengan un respaldo confiable y de bajas emisiones; y que el sector  transporte avance significativamente para que respiremos un aire más limpio en las ciudades y carreteras de Colombia”, concluye Conteras.

Fuente: TGI

Resultados favorables del GEB en el tercer trimestre de 2021

En los hechos relevantes se destaca la firma del contrato de compraventa para la adquisición de Rialma III, operación con la que el GEB continuó su plan de expansión en Brasil. El GEB continuó con el proceso de consultas previas para el proyecto Colectora, al protocolizar 113 de 224 acuerdos con comunidades étnicas.
30 de noviembre de 2021:
   El Grupo Energía Bogotá (GEB) reportó favorables resultados financieros, operacionales y sostenibles en el tercer trimestre del 2021, producto del buen desempeño de sus líneas de negocio en distribución de gas y transmisión de energía eléctrica.

Los ingresos llegaron a $1,4 billones, un incremento del 12% frente al mismo periodo del 2020, por los mejores resultados en distribución de gas natural en Perú, y distribución y transmisión de energía eléctrica. Los ingresos acumulados en los nueve meses del año alcanzaron los cuatro billones de pesos, con un aumento del 6,4%.
La utilidad neta consolidada del periodo fue de $746.229 millones con un incremento de 47,7%, y la acumulada a septiembre de este año ascendió a dos billones de pesos, lo que representa un incremento de 11,2%.

Por su parte, el Ebitda consolidado ajustado pasó de $607.085 millones a $1,3 billones, con un aumento del 107,2%. Este resultado corresponde en 51,8% a las empresas controladas, y el 48,2% a los dividendos extraordinarios decretados por Emgesa y Codensa y al pago de dividendos del Consorcio Transmantaro (CTM), en Perú, sobre las utilidades acumuladas de años anteriores. 

El Ebitda consolidado ajustado acumulado a septiembre de este año totalizó $3,8 billones, 25,3% más frente al cierre del año anterior, reflejando la mayor distribución de dividendos de Emgesa y Codensa.

Por otra parte, Fitch Ratings afirmó la calificación crediticia del Grupo en BBB (internacional) por encima de la calificación soberana, y AAA (local), ambas con perspectiva estable. Igualmente, Moody’s reafirmó la calificación crediticia del GEB en Baa2 (internacional) actualizando la perspectiva de negativa a estable. 

Entre otros hechos destacados del trimestre está el avance de la estrategia de crecimiento en Brasil con la firma del contrato para la adquisición de Rialma III, a través de Argo, en la que el GEB tiene el 50% de la participación accionaria. La concesión se encuentra en los estados de Piauí, Pernambuco y Ceará, y tiene a su cargo la construcción y operación de 322 kilómetros de líneas de transmisión de 500kv. 

Crecimiento en Brasil y Dow Jones
El presidente del GEB, Juan Ricardo Ortega, dijo que los positivos resultados financieros de este periodo se presentan en medio de un panorama de optimismo por las recientes cifras del DANE sobre el crecimiento económico del 13,2%, en el tercer trimestre del año, lo que demuestra la senda de recuperación en que entró la economía colombiana, dejando atrás los difíciles momentos registrados en 2020 por el impacto de la Covid-19. 

Así mismo destacó la inversión en Brasil y sostuvo que “contribuye al cumplimiento de las metas del Plan Estratégico Corporativo de la compañía, en uno de los mercados más atractivos para el sector de transmisión de energía eléctrica como Brasil, que tiene en operación más de 162.000 kilómetros de líneas de transmisión”.
Otro hecho sobresaliente fue el reciente ingreso al Dow Jones Sustainability Index (DJSI), el índice de sostenibilidad más reconocido a nivel internacional, en el que logró la más alta calificación desde la primera participación en 2011.

Este año, el Grupo se ubicó en el cuarto lugar a nivel mundial de la industria de gas y utilities, fue incluido en el DJSI de Mercados Emergentes y el del MILA (Mercado Integrado Latinoamericano), por su alto desempeño en aspectos sociales, ambientales, económicos y de gobierno corporativo.

El GEB logró la más alta calificación de la industria en materialidad, gestión del riesgo, reporte social y ambiental, sistemas de gestión ambiental y relacionamiento con grupos de interés. Así mismo, se destacó en áreas como innovación, desarrollo del capital humano, gestión de la cadena de suministro, biodiversidad y estrategia climática.  

Ortega señaló que es un orgullo hacer parte del DJSI. “Este índice refleja el compromiso del Grupo en el desarrollo de sus operaciones de manera responsable ambiental y socialmente, y por hacer de la sostenibilidad su estrategia de negocio y su propósito superior de mejorar vidas con energía sostenible y competitiva”.

Adicionalmente, en factores ambientales, sociales y de gobierno corporativo (ASG), el GEB recibió el reconocimiento a las buenas prácticas de Desarrollo Sostenible del Pacto Global por el proyecto Aulas Solares Interactivas, que está mejorando la calidad de la educación de cerca de 5.000 estudiantes de instituciones públicas. La compañía entregó más de 2.500 computadores a la Secretaría de Educación del Distrito de Bogotá, para fortalecer el proceso educativo de estudiantes de 20 instituciones.

El GEB continuó con el proceso de consulta previa para el proyecto de transmisión Colectora y protocolizó 113 de 224 acuerdos con igual número de comunidades étnicas certificadas de los departamentos de La Guajira y Cesar.

Por su parte, Cálidda, líder de distribución de gas natural en Perú, realizó 64.340 nuevas conexiones, se construyeron más de 690 kilómetros de redes y fue reconocida por Perú Sostenible en la categoría de empresa grande por el programa de “Comedores Populares”.

A su vez, Trecsa, filial en Guatemala, obtuvo el primer lugar en el Comité Regional para Centroamérica y el Caribe por la implementación de un proyecto de conservación forestal y absorción de carbono a través del uso de drones en líneas de alta tensión.  

De otra parte, un tema que se conoció en los últimos días es la resolución 175 que expidió la semana pasada la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que hace una actualización tarifaria periódica en transporte de gas. El Grupo Energía Bogotá está en conversaciones con el gobierno, bajo el entendimiento de que en Colombia existe un principio de seguridad al inversionista y sus garantías a que se respeten las reglas de juego.

Fuente: GEB

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