ANDEG considera necesaria una planta de regasificación en el Pacífico

Frente a la declaración de convocatoria desierta por parte de la UPME para la selección de un inversionista para el desarrollo de la planta de regasificación en el Pacífico colombiano, el gremio hace un llamado al Gobierno para avanzar en la realización de dicho proyecto.

27 de octubre de 2021.   Ante la reciente declaración de convocatoria desierta por parte de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) frente a la selección de un inversionista para el desarrollo de la planta de regasificación del Pacífico colombiano, la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), resalta la necesidad de retomar dicho proyecto y hace un llamado al gobierno para que se valoren las alternativas para asegurar su viabilidad de forma oportuna.

Esto, teniendo en cuenta que en el marco de la hoja de ruta de la Misión de Transformación Energética, el papel del gas natural en la diversificación de la oferta es fundamental, por lo que es adecuado y necesario avanzar hacia la construcción de la infraestructura de regasificación en el suroccidente del país que contribuya al abastecimiento de este combustible, especialmente para las térmicas del interior.

Así mismo, el gremio considera que se deben evaluar las necesidades de aumento de capacidad y disponibilidad de la infraestructura de importación de gas en el Caribe colombiano a través de la terminal de regasificación de Cartagena, SPEC LNG, lo cual también contribuirá a la diversificación de las fuentes de suministro de gas natural.

“Sin duda, es muy importante avanzar en el marco de la política pública, la planeación energética y la regulación económica, así como en la expansión de la infraestructura de gas natural para asegurar el abastecimiento para la atención de la demanda, así como garantizar la continuidad en la prestación del servicio a los diferentes sectores de consumo de gas natural, combustible que contribuye a la competitividad y diversificación de la matriz energética del país”, señala Alejandro Castañeda, presidente de ANDEG.

Colombia: Adjudican 11 proyectos en nueva subasta de renovables

Los contratos, que tendrán un periodo de 15 años, se adjudicaron a 9 empresas generadoras y a 53 comercializadores. Con esta nueva capacidad instalada, la participación de la energía renovable no convencional pasará del 0.2% en 2018 a más de 15% en 2023.

26 de octubre de 2021.   Colombia logró un nuevo hito al asignar obligaciones por cerca de 800 megavatios (796,3), equivalente al consumo de 800 mil familias colombianas, en la nueva subasta de renovables. De esta manera, el país multiplicará por más de 100 veces la capacidad en energías renovables no convencionales que tenía en agosto de 2018, pasando de menos de un 1% a más de 15% en 2023.

Los 11 proyectos de generación adjudicados representan inversiones de alrededor de 3,3 billones de pesos y cerca de 4.800 empleos en los 9 departamentos en los que se construirán estos nuevos proyectos de generación.

“El éxito de esta nueva subasta demuestra que la Transición Energética de Colombia es una realidad, consolidándose como el legado para el presente y el futuro del país en materia energética. La asignación de estos 11 proyectos, equivalente al consumo de 800 familias colombianas, es una muestra más de cómo las políticas públicas han generado una atracción para la incorporación masiva de energías renovables provenientes del sol y del viento. Además, esta transición será una herramienta clave para tener una matriz eléctrica más resiliente y avanzar en la lucha contra el cambio climático», aseguró el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Como resultado de este mecanismo, se asignaron obligaciones a 11 proyectos solares, que deberán comenzar a cumplir sus compromisos de suministro de energía a partir de enero de 2023, representando una reducción de 465 mil toneladas de CO2 al año, aportando además al cumplimiento de la meta de reducir en un 51% las emisiones del país al año 2030.

Los contratos, que tendrán un periodo de 15 años, se adjudicaron entre 9 empresas generadoras y 53 comercializadores, y cerraron con un precio promedio ponderado de asignación de $155,8 pesos por kilovatio hora, un 15% por debajo del precio de mercado. Además, llegaron cinco nuevas empresas como resultado de este proceso.

“Para la CREG es un hito muy importante saber que contamos con nuevos agentes que ingresan al mercado y entender que las reglas y el mercado de energía son atractivos para los inversionistas. Colombia contará ahora con 11 proyectos adicionales que diversifican la matriz energética del país, que nos permiten unos precios más eficientes para los usuarios. Contar con recursos no convencionales y complementarios a la matriz energética nos permiten una mejor oferta energética y seguir confiando en el sistema”, señáló el director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, Jorge Valencia.

Actualmente, el país cuenta con 15 granjas solares, 9 proyectos de autogeneración a gran escala y más de 1.500 proyectos solares fotovoltaicos de autogeneración a pequeña escala, que aportan una capacidad efectiva neta de 388 MW. Además, están en proceso de construcción en diferentes regiones del país 1.200 MW de iniciativas privadas de generación y autogeneración y 1.365 MW de energía solar y eólica que lograron asignaciones en la subasta de 2019.

“En un trabajo conjunto con el Ministerio, Fenoge y los agentes del mercado, en XM le cumplimos al país. Los resultados de la subasta posibilitan la asignación de contratos de largo plazo por 796.3 MW al Sistema Interconectado Nacional. Estos nuevos recursos, provenientes de fuentes de energías renovable no convencional, representan un incremento de 4.32% en la capacidad efectiva neta del Sistema actual, lo que sumado a los proyectos de generación de FERNC asignados en subastas previas, permiten incrementar en un 21% la capacidad proveniente de estas nuevas fuentes de generación en la matriz actual”, afirmó María Nohemi Arboleda, gerente General de XM, empresa que en su calidad de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) ejerció como subastador.

Por su parte, el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) aportó los recursos para financiar el despliegue técnico, tecnológico y jurídico que se requirió para la implementación y administración de la subasta.

“Para FENOGE, el balance de esta nueva subasta de energías renovables es positivo ya que estamos materializando nuestro rol como facilitador de recursos, promoviendo la construcción de proyectos de energías amigables con el medio ambiente y garantizando por un plazo de 15 años una tarifa final estable que favorece a todos los colombianos. Por esto seguiremos transformando con hechos la energía”, puntualizó Katharina Grosso, directora Ejecutiva del FENOGE.

Mecanismo complementario

La activación del mecanismo complementario permitió que los agentes generadores pudieran adjudicar más megavatios de energía renovable y nuevos proyectos de generación a partir de fuentes renovables no convencionales.

Además, las empresas comercializadoras que no obtuvieron la energía esperada en la subasta, lograron sumar a su portafolio energía sostenible y a precios competitivos que llegará a los hogares de millones colombianos.

Solo a través del mecanismo complementario se asignaron obligaciones adicionales a 4 empresas generadoras, con 5 proyectos con capacidad para generar 335 MW a 46 empresas comercializadoras.

Fuente: Minenergía

Ecopetrol inaugura nueva planta de generación de energía a gas

Esta nueva planta, que hace parte de la agenda de descarbonización de Ecopetrol, proporcionará energía para la operación de los campos Chichimene, Apiay, CPO-9 y Castilla localizados en el Meta.

25 de octubre de 2021.   Ecopetrol puso en operación una moderna planta de generación de energía eléctrica en el departamento del Meta que funciona con gas y evitará la emisión de 44 mil toneladas de dióxido de carbono (CO2) anualmente a la atmósfera, equivalente a la siembra de 308 mil árboles.

La obra, cuya construcción fue calificada por el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación como un ‘proyecto de innovación’, servirá para abastecer parte de la energía que requieren los campos petroleros Chichimene, Apiay, CPO-9 y Castilla, ubicados en el Meta.

La planta, en la que se realizaron inversiones por 50 millones de dólares (equivalentes a cerca de 190.000 millones de pesos), cuenta con la capacidad para generar energía eléctrica hasta 9,2 megavatios (MWp), equivalente al consumo de electricidad de alrededor de 9.800 hogares.

La infraestructura aprovecha parte de los gases que se disponen, de manera segura, a través de la tea de la estación Chichimene, ubicada en el municipio de Acacías, tiene capacidad de procesar hasta 5 millones de pies cúbicos de gas por día, en la que reciben tratamiento y quedan en condiciones para ser utilizados en la generación de energía eléctrica.

“Ese gas que antes quemábamos se convirtió en la fuente para generar 9,2 MW de electricidad que nos sirven para el autoconsumo y la operación de los campos Castilla, Chichimene, Apiay y CPO-09, y lo más importante: evitará la emisión de 44 mil toneladas de CO2 al año, que equivalen a la siembra de más de 300 mil árboles”, dijo Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Ecopetrol realizó la obra en un tiempo de nueve meses y generó empleo para 586 personas, de los cuales el 13% fueron mujeres y el 88% fueron trabajadores residentes del municipio de Acacías, como compromiso con la generación de empleo para la mano de obra local.

De esta manera, Ecopetrol avanza en la búsqueda de soluciones y alternativas que apunten hacia la transición energética y la protección del medio ambiente, a través de la reducción de emisión de CO2.

Responsabilidad y capacidad para combatir el cambio climático

El principio número uno de la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático (CMNUCC) es: “Las Partes deberían proteger el sistema climático en beneficio de las generaciones presentes y futuras, sobre la base de la equidad y de conformidad con sus responsabilidades comunes pero diferenciadas y sus respectivas capacidades. En consecuencia, las Partes que son países desarrollados deberían tomar la iniciativa en lo que respecta a combatir el cambio climático y sus efectos adversos.”

Por: RICARDO DELGADO*

24 de octubre de 2021.   El primer principio de la CMNUCC indica que todos deberíamos combatir el cambio climático para asegurar el bienestar presente y futuro. También indica que este deber se enmarca en principios de equidad y que, aunque todos tenemos algún grado de responsabilidad, hay unas partes más responsables que otras y también hay unas partes que tienen mayor capacidad para combatir el cambio climático que otras.

Este principio deja claro que efectivamente algunas partes han contribuido más a causar el problema de cambio climático que otras. Normalmente esas partes que son más responsables de causar el problema del cambio climático son países desarrollados y que tienen mayor capacidad (expresada por ejemplo en tecnologías, conocimiento y recursos económicos) para combatir el problema. Es por eso que la última frase del principio número uno manifiesta que los países desarrollados deberían tomar la iniciativa para combatir el cambio climático.

Y los países desarrollados tomaron la iniciativa, efectivamente. El primer acuerdo legalmente vinculante para reducir los gases de efecto invernadero (GEI) en el mundo fue el Protocolo de Kioto. En ese protocolo se definieron obligaciones para limitar o reducir la emisión de GEI entre los países desarrollados (listados en el Anexo I del protocolo). Este protocolo se firmó en 1997 y tuvo vigencia desde 2008 hasta 2020, luego de una atropellada extensión.

Para el momento de la firma del protocolo, los países Anexo I (en total, 42 países) habían emitido el 67,4% del total de GEI acumulado hasta el momento. En 2020 esta contribución disminuyó hasta 58,9%.

Hoy en día los países Anexo I siguen siendo los mayores responsables históricos del problema del cambio climático, pero sus emisiones están disminuyendo y su participación en la emisión anual es hoy en día un tercio del total mundial. Al mismo tiempo, el resto de los países sigue teniendo una trayectoria creciente de emisiones. 

Es de esperar que en pocos años los países Anexo I y los No Anexo I hayan hecho aportes históricos iguales. Si se promedia la participación sobre el total mundial de los Anexo I entre el número de países tenemos que cada uno está emitiendo hoy en día, en promedio, el 0,82% del total mundial al año.

Esta trayectoria y el creciente aumento en la participación de la producción de emisiones anual de los países en desarrollo hizo evidente que la sola acción de los países históricamente más responsables no era suficiente para detener el cambio climático. Así se llegó a la necesidad de lograr un acuerdo global que se materializó en París en 2015.

En 2019, en promedio cada país No Anexo I emitió 0,52% de las emisiones globales de ese año (sin incluir CUS, las asociadas al cambio del uso del suelo) y el resto de los países (más de una treintena) emitieron en promedio el 0,05% del total global de ese año. En 2019 el aporte de Colombia a las emisiones mundiales sin incluir CUS fue de 0,35% (entre 0,45% y el 0,55% si se incluyen todas las emisiones).

Hasta aquí hemos explorado los aportes de los países sin incluir las emisiones asociadas a los cambios en el uso del suelo (que incluyen todos los procesos de deforestación).

En 2019 Carbon Brief  publicó la lista con el top 10 de países que más han emitido históricamente GEI a la atmósfera sin incluir las emisiones por cambios en el uso del suelo. Los 10 países más emisores no sorprenden y son en su orden: Estados Unidos, China, la ex Unión Soviética, Alemania, Reino Unido, Japón, India, Francia, Canadá y Polonia. Con excepción de China e India, todos son Anexo I (Rusia en el lugar de la ex Unión Soviética).

Este año, Carbon Brief actualizó sus estimaciones al incluir las emisiones acumuladas por cambios en el uso del suelo. Esta lista muestra el impacto que tiene la deforestación, que a diferencia del consumo de combustibles fósiles no tiene una relación tan directa con el desarrollo económico de los países, en el problema del cambio climático.

La lista de los 20 primeros países más emisores se modifica y ahora son: Estados Unidos, China, Rusia, Brasil, Indonesia, Alemania, India, Reino Unido, Japón y Canadá. De estos diez países Brasil, China, India e Indonesia no son Anexo I, son países en desarrollo. En la lista de los 20 países más responsables por la acumulación de GEI en la atmósfera aparecen otros dos países latinoamericanos: Argentina y México.

A 2019, Colombia figuraba entre los cincuenta países que han aportado más emisiones acumuladas sin incluir las asociadas a los cambios en el uso del suelo. En esa misma lista, México, Brasil y Argentina son top 30 en emisión.

Como vimos, al contabilizar las emisiones por cambios en el uso del suelo estos tres países entraron en el top 20 de la lista. De igual manera, uno podría esperar que cuando se conozca el listado completo de emisores incluyendo cambios en el uso del suelo, Colombia ascienda posiciones. Lo anterior no quiere decir que la solución al problema del cambio climático dependa de lo que haga o deje de hacer Colombia, pero al final hay cerca de una centena y media de países que han producido menos emisiones históricas.

Pero no todo se trata de responsabilidad histórica con el cambio climático. El primer principio de la convención también menciona las capacidades de las Partes para combatir el cambio climático.

Siendo que el ingreso per cápita es una aproximación a las capacidades económicas de los países, es sensato pensar que los países de mayor ingreso tienen más capacidad para combatir el cambio climático que los países de menor ingreso.

Aquí es donde entra en juego la responsabilidad diferenciada de los países desarrollados. Estos países tienen la responsabilidad de reducir sus emisiones (como los demás países del mundo) y de apoyar a los países que tienen menos capacidades para que estos logren el desarrollo económico sin aumentar las emisiones.

Ahora, Colombia es un país de ingreso medio. El ingreso per cápita del país lo ubica cerca de la posición 100 entre casi 200 países. No somos los más ricos, tampoco los más pobres. No somos los mayores responsables del cambio climático, tampoco los menos responsables. En cambio, si estamos entre los países más vulnerables del mundo o al menos nos hemos reconocido vulnerables y ya hemos experimentado los costos de vivir en un mundo con un clima que está cambiando (inundaciones, sequías, oleadas invernales, huracanes).

La tarea de Colombia es, reconociendo su responsabilidad común pero diferenciada y sus propias capacidades, lograr el desarrollo económico que mejore la calidad de vida de sus habitantes, adaptar su territorio al cambio climático y disminuir su huella de carbono.

*Investigador del Centro Regional de Estudios de Energía.

No se presentaron propuestas para la Regasificadora del Pacífico

La UPME declaró desierta la convocatoria para la selección de un inversionista para la construcción de la Regasificadora del Pacífico y el gasoducto Buenaventura-Yumbo.

24 de octubre de 2021.    Pese a que la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) creó siete usuarios de acceso a la Plataforma Tecnológica, quedando activados para la presentación de propuestas, de acuerdo con el cronograma de la convocatoria, finalmente no se presentó ninguna propuesta para la construcción de la planta de Regasificación del Pacífico y el gasoducto Buenaventura-Yumbo.

Entre el 20 de septiembre y el 1 de octubre de 2021 la UPME recibió siete solicitudes de usuario y contraseña de acceso a la Plataforma Tecnológica, diseñada para presentar propuestas a la Convocatoria Pública UPME GN No. 01-2020.

Vencido el plazo para la presentación de los Sobres No. 1 y 2, con las propuestas técnica y económica, respectivamente, la UPME y Deloitte Asesores y Consultores, en su calidad de auditor externo del proceso, verificaron que no se registraron propuestas en la Plataforma Tecnológica.

Como consecuencia de lo anterior, la UPME procedió a declarar desierta la Convocatoria Pública UPME GN No. 01-2020 y podrá iniciar un nuevo proceso de selección.

Así, este proyecto que se está impulsando desde 2017, seguirá aplazándose en el tiempo.

Hidroituango: De la contingencia a la incertidumbre

Una vez más salta a la palestra Hidroituango, proyecto de vital importancia para el país, el cual enfrenta en este momento sus mayores dificultades, en medio de una trifulca y un pulso político que ha trascendido a los estrados judiciales y está mediada por un fallo con responsabilidad fiscal proferido por la Contraloría General de la República.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

24 de octubre de 2021.   El megaproyecto de generación de electricidad es considerado como el de mayor envergadura del país, pues contempla 8 unidades con una capacidad de 300 MW cada una de ellas, cuya generación estará en capacidad de satisfacer el 17% de la demanda nacional. De él depende la confiabilidad y firmeza de un servicio tan esencial como es el de la electricidad para los 13,8 millones de usuarios, entre regulados y no regulados.

Nadie esperaba que, cuando el avance del proyecto había alcanzado el 81%, se presentara una contingencia de enormes proporciones en mayo de 2018, atribuible al colapso de un túnel que se construyó sin contar con la licencia ambiental, razón por la cual la ANLA sancionó a Empresas Públicas de Medellín (EPM). 

Así las cosas, pese a los esfuerzos del gobierno para garantizar el cubrimiento de la demanda y de EPM, al acordar con los cuestionados contratistas que continuaran la obra, con miras a asegurar que las primeras 4 unidades entraran en operación este año y no cumplirse con dicho cronograma, el sistema eléctrico del país en su conjunto ha sido sometido a un estrés que ha puesto en riesgo su estabilidad y confiabilidad.

Se podrá decir que no hay motivos de preocupación por un posible racionamiento, porque el nivel del agregado de los embalses en este momento está al tope, rozando el 85%, pero ello es efímero, puesto que es consabido que el Fenómeno de la Niña actual, con su alta pluviosidad, es pasajero y siempre va seguido del Niño y la consiguiente sequía. No se puede, entonces, jugar a la ruleta rusa, como es la aleatoriedad propia de la meteorología debido a la variabilidad climática.

Por todo lo anterior, el sólo anuncio por parte del Alcalde de Medellín y del Gerente de EPM que están contemplando un plan B que consistiría en cambiar al consorcio constructor, ha encendido todas las alarmas. Porque, así afirme el alcalde Quintero que si se cambia de montura en la mitad del río, “en principio el retraso era de 16 meses, si los contratistas salían, hoy lo calculamos en 4 meses y estamos trabajando para llevarlo a cero”, ello está por verse. Contra todos los pronósticos, su administración y la de EPM estiman que “en junio del próximo año, si no hay retrasos (sic), entraríamos en operación”.

Pero a contrario sensu de lo que piensa el Alcalde, la Sociedad Antioqueña de Ingenieros (SAI) sostiene que el cambio de ejecutores significaría, mínimo, añadirle un año más a la lista de espera. Por su parte, la firma auditora independiente Deloitte considera que, “en caso que exista un cambio en el constructor de obras civiles no sería posible cumplir con el cronograma”.

La situación se torna más compleja si tenemos en cuenta que sigue en firme la Resolución de la ANLA de suspender la Licencia Ambiental al proyecto y con ella se le puso un freno de mano a las “actividades constructivas”, permitiendo sólo la ejecución de obras o desarrollos relacionados con trabajos que tengan por finalidad “superar la contingencia”. La ANLA le requirió a EPM presentarle un dictamen pericial, que la empresa contrató con la firma POYRY, el cual hasta la fecha no ha sido presentado.

Ante esta encrucijada y la gravedad de la situación planteada, el presidente de la República Iván Duque convocó una cumbre en la Casa de Nariño. Al término de la misma el presidente se desmarcó de la posición del alcalde Quintero, quien se limitó a decir “que los responsables paguen”. Por su parte, Duque afirmó que “aquí lo que ocurrió fue un siniestro y lo que tiene que operar es que las aseguradoras cumplan con el pago de las pólizas”.

Con respecto al cambio de contratistas y a un eventual aplazamiento de la entrada en operación de las dos primeras unidades en junio de 2022, el gerente de EPM manifestó: “aquí no podemos estar improvisando como país. Poner en riesgo la ejecución del proyecto, así sea un solo día, puede tener repercusiones graves para el país”. Y subrayó, “aquí no podemos estar jugando a la incertidumbre”.

Huelga decir que el no cumplimiento del nuevo cronograma para la entrada de Hidroituango para que empiecen a generar energía las primeras unidades, no sólo seguirá afectando el precio y las tarifas de energía en todo el país, sino que compromete seriamente la operatividad de los parques eólicos y las granjas solares fotovoltaicas que se están instalando, dado que así como las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) están llamadas a servir de respaldo al parque de generación convencional (hídricas y térmicas), igualmente este habrá de servir de respaldo a aquellas.

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

Entró en operación el Parque Solar San Fernando, el más grande del país

Con este nuevo parque, la capacidad instalada de energía renovable del Grupo Ecopetrol es de 112 MW en menos de dos años. Evitará la emisión de más de 508 mil toneladas equivalentes de CO2 a la atmósfera durante los próximos 15 años.

22 de octubre de 2021.   Ecopetrol, su filial Cenit y AES Colombia pusieron en operación este viernes el mayor parque solar de autogeneración de energía que se ha construido en el país y uno de los más modernos e innovadores de la región, localizado en el municipio de Castilla La Nueva en el departamento del Meta.

El Ecoparque San Fernando tiene una potencia instalada de 61 megavatios (MWp), equivalente a la capacidad para energizar una ciudad de 93.000 habitantes y servirá para abastecer parte de la demanda de energía de las operaciones de Ecopetrol y Cenit en los Llanos Orientales.

El parque ocupa una superficie de 57 hectáreas, equivalente a 70 canchas de fútbol, donde están ubicados más de 114 mil paneles solares de última generación. Estos módulos tienen la capacidad de moverse de acuerdo con la orientación del sol y cuentan con tecnología bifacial que les permite captar energía por ambas caras, lo que asegura un mayor rendimiento y eficiencia.

Esta mega estructura solar fue construida por AES Colombia por solicitud de Cenit bajo un contrato de suministro de energía por 15 años, que incluye su operación y mantenimiento. La inversión fue cercana a los US$40 millones, que equivalen a más de $150 mil millones de pesos.

En la construcción se contrataron más de $15.000 millones en bienes y servicios locales y un 38% de la mano de obra dedicada al proyecto correspondió a mujeres.

El parque evitará la emisión de más de 508 mil toneladas equivalentes de CO2 (dióxido de carbono) a la atmósfera durante los próximos 15 años, cifra semejante a la siembra de más de 3,9 millones de árboles.

“La entrada en operación de este proyecto consolida al Grupo Ecopetrol como el mayor autogenerador solar del país y demuestra que las energías renovables y los hidrocarburos pueden convivir juntos. Además, posiciona al departamento del Meta como pieza fundamental en la Transición Energética por su potencial solar para el desarrollo de este tipo de iniciativas, que le permiten a Colombia seguir avanzando en el cumplimiento de la meta de reducir las emisiones de CO2 en un 51% a 2030”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa

Por su parte, el presidente del grupo Ecopetrol, Felipe Bayón Pardo, señaló que “seguimos avanzando en nuestro propósito de diversificar la matriz energética del país y por eso pondremos en marcha seis parques solares adicionales en los departamentos de Meta, Bolívar, Antioquia, Arauca y Huila, que, sumados a Castilla y San Fernando, nos permitirán completar ocho en 2022. Nuestra meta es incorporar 400 megavatios de energías renovables en 2023”.

“Este parque, que está a la altura de los más modernos de Latinoamérica, evidencia el compromiso que tenemos con la incorporación de las energías renovables en Cenit. Gracias a San Fernando podremos aprovechar la abundancia del recurso solar de los Llanos Orientales para lograr una mayor eficiencia energética en nuestras operaciones como Grupo y avanzar en nuestro compromiso de reducir la huella de carbono”, aseguró Héctor Manosalva, presidente de Cenit.

“Para AES Colombia, el Parque San Fernando Solar es un hito que confirma nuestro compromiso por acelerar un futuro de la energía sostenible para el país. En AES pensamos siempre en proporcionar soluciones que contribuyan a la competitividad y sostenibilidad de nuestros clientes, tanto en tecnología como en eficiencia energética, costos e inversión social, entre otras cosas”, señaló Federico Echavarría, gerente general de AES Colombia.

La inauguración y puesta en operación del mega parque solar contó con la presencia del presidente de la República, Iván Duque Márquez, y el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo, quienes destacaron que la capacidad instalada de energías renovables del Grupo Ecopetrol asciende a 112 MW en menos de dos años, lo que ratifica al Grupo Ecopetrol como el mayor autogenerador del país a partir de fuentes renovables.

Fuente: Ecopetrol

La CREG publicará el reglamento de transporte por poliductos

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicará el reglamento de transporte de poliductos en el último trimestre del año. Además, aclaró cuáles son las nuevas funciones que se le asignaron a la entidad en materia de regulación del sector de combustible líquidos.

22 de octubre de 2021.   De acuerdo con la entidad, dentro de los criterios que rigen la regulación en materia de combustibles líquidos se encuentran: promover la prestación continua e ininterrumpida del servicio de combustibles líquidos y biocombustibles; incentivar y promover la eficiencia e innovación tecnológica en las actividades que constituyen la cadena de prestación del servicio; promover la libre competencia, el libre acceso al mercado y el abuso de la posición dominante, entre otros.

El experto comisionado Oscar Muñoz invitó a los distribuidores de combustibles a acercarse a la CREG y participar en los diferentes espacios de diálogo, a comentar los proyectos regulatorios, participar de las audiencias públicas y consultar los documentos y estudios publicados por la entidad.

El comisionado afirmó que durante el último trimestre del año se expedirá el reglamento de transporte por poliductos que fue publicado y puesto a comentarios a través de la Resolución CREG 232 de 2020.

Este reglamento es el marco normativo que define las reglas de juego a las que deben someterse los agentes para el desarrollo de la actividad de transporte por poliducto, que incluye, entre otros, las obligaciones de los agentes, los aspectos contractuales y las reglas para el acceso al sistema de transporte.

De acuerdo con la agenda regulatoria de la entidad, en el transcurso del último trimestre se publicarán para comentarios las siguientes propuestas: la metodología para remunerar el transporte por poliducto; los márgenes de distribución para distribuidores mayoristas y minoristas; y la definición de mercados relevantes para la distribución mayorista.

Colombia construirá la hoja de ruta de la energía eólica offshore

La hoja de ruta será publicada en 2022 y le permitirá a Colombia aprovechar el gran potencial en energía eólica offshore que tiene en zonas de Barranquilla, Santa Marta y La Guajira.

21 de octubre de 2021.   El viceministro de Energía, Miguel Lotero, lideró la misión técnica del Ministerio de Minas y Energía que viajó a Dinamarca con el fin de intercambiar conocimientos y experiencias para avanzar en el desarrollo de proyectos que le permitirán a Colombia aprovechar el gran potencial que tiene en energía eólica offshore.

“Colombia cuenta con un gran potencial en energía eólica offshore en zonas de Barranquilla, Santa Marta y La Guajira. Por ello, estamos elaborando, con el apoyo del Banco Mundial y el Gobierno del Reino Unido, la hoja de ruta para el desarrollo de esta tecnología en el país. Esta hoja de ruta la publicaremos en el primer trimestre de 2022 y nos permitirá seguir consolidando la transición energética del país”, aseguró Lotero.

Como parte de su agenda, el viceministro compartió con representantes de la Agencia Danesa de Energía y el equipo de la Embajada de Dinamarca en Colombia la política energética colombiana y los grandes avances que ha logrado el país en transición energética.

Además, Lotero visitó las instalaciones de la planta de Amager Bakke, enfocada en el procesamiento de residuos sólidos para la producción de energía, así como el Puerto de Esbjerg, el más importante de Dinamarca dedicado a la logística de proyectos de energía eólica offshore. También visitó la fábrica de turbinas de Vestas, empresa que suministró los aerogeneradores para el proyecto Guajira I de Isagen.

A la fecha, empresas danesas como Orsted y Copenhagen Infrastructure Partners le han manifestado al Ministerio de Minas y Energía su interés en desarrollar proyectos de energía eólica marina en Colombia, teniendo en cuenta el proceso de alistamiento que se lidera desde la cartera de Energía con la elaboración de la hoja de ruta de la energía eólica offshore.

Dinamarca es el primer productor de energía eólica offshore en el mundo, por ello, es fundamental contar con su apoyo en la revisión de la hoja de ruta y recibir aportes que le permitirán a Colombia el desarrollo futuro de este tipo de proyectos.

Así mismo, se espera contar con la asistencia técnica de ese país para conocer en mayor detalle los elementos que son necesarios para la construcción de proyectos piloto, y también contar con su apoyo para explorar líneas de acción relacionadas con modelos de inversión extrajera, desarrollo de la institucionalidad, área regulatoria para proyectos eólicos y otros temas relacionados con la digitalización del mercado.

Refinería de Barrancabermeja mejora su eficiencia energética

La refinería del Magdalena Medio completó la instalación de una nueva turbina a gas que mejora la eficiencia energética.

21 de octubre de 2021.   La reciente reparación y puesta en marcha de la turbina a gas de la unidad de cogeneración U2960, que hace parte de la Unidad de Balance de la Refinería de Barrancabermeja, permitirá la reducción de 6.312 toneladas anuales de CO2 de Gases Efecto Invernadero (GEI), gracias una mayor eficiencia en la generación de energía.

Esta unidad asegura la disponibilidad, confiabilidad y eficiencia de los despachos técnicos y económicos de energía y vapor con beneficios ambientales, económicos y operacionales.

Este logro se alcanzó tras la reparación de la turbina a gas, la cual había completado su ciclo de operación de 50 mil horas de servicio. Los trabajos incluyeron la instalación y puesta en marcha de la unidad de turbogas TG2961.

La reparada unidad de turbogas además de reducir las emisiones GEI, también disminuirá el consumo de gas diario en 3,47 GBTUD, con lo cual se generarán importantes ahorros por menores compras de este combustible.

Igualmente mejorará la eficiencia de generación de energía gracias a una menor tasa de calor y a un menor índice de generación de vapor. Adicionalmente se robustece la confiabilidad mecánica de la unidad para un nuevo ciclo de servicio.

Mónica Torres, jefe del Departamento de Servicios Industriales Balance explicó que este hito de la refinería fue posible gracias a las sinergias logradas entre el equipo de ingenieros de soporte de la Gerencia Técnica, el personal de mantenimiento y operaciones del departamento de Servicios Industriales Balance, y los equipos de los fabricantes de la turbina a gas y generador eléctrico: General Electric/Backer Hughes, Generson/Brush y el proyecto de modernización DCS-Honeywell, aliado de paradas de planta Italco.

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