Autor: Martín Rosas

Opinión
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La transición energética, de la mano de la transformación digital

by Martín Rosas

Como dijo Joseph A. Schumpeter, “la innovación implica, por virtud de su naturaleza, una gran paso y un gran cambio… y difícilmente se mantiene alguna de las formas de hacer las cosas que fueron óptimas antes”.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA

26 de septiembre de 2021.   Es propio de la innovación y la tecnología su evolución disruptiva, a saltos. Así se explica que la primera revolución industrial (1784) fue posible gracias a la invención de la máquina a vapor; la segunda (1870) se caracterizó por la generación eléctrica a gran escala y la invención del motor de combustión interna; la tercera (1969) por la electrónica y las tecnologías de la información, y la cuarta, la actual, por los sistemas cibernéticos: Big Data, IoT, Smart Cities y la inteligencia artificial.

Nada ni nadie escapa a esta realidad incontrastable, pues, como lo afirma Martín Merino Eiró, “la transformación digital deja de ser un objetivo para crecer y se convierte en una urgencia para sobrevivir”.

Y continúa diciendo que con la pandemia sobrevino un salto tecnológico abrupto, en el cual el gran protagonista ha sido la virtualidad. Y esta llegó para quedarse, ahora “hay que hacer las cosas de manera distinta” y en un escenario en el que la gestión de la información y la calidad de la misma se tornan críticas en la toma de decisiones.

La analítica digital es la clave para sacar provecho del cúmulo de información del que ahora se dispone en la nube, con una capacidad de almacenamiento infinita y del procesamiento de la misma, ahora al alcance en el computador o en el smartphone.

No cabe duda de que la Transición Energética es tecnológica y que la automatización de sus actividades y procesos van de la mano con la Transformación Digital. Como lo afirma el gerente de Desarrollo de Negocio en el área de Utilities en Minsait Colombia Cesar Piñeros, “la digitalizaciónen la transición energética es una realidad que poco a poco va ganando terreno en Colombia y en el mundo. Contar con las herramientas digitales adecuadas será la clave para que las compañías gestionen sus activos y la información que estos generan para integrarse al nuevo modelo en construcción”. Ello dará lugar a una reconfiguración de la cadena de valor que va desde las fuentes de generación, la generación misma, el transporte de la energía, su comercialización y distribución, hasta llegar al último eslabón de la cadena, el consumidor.

Como lo afirma el presidente de la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (AsocodiS) José Camilo Manzur, la innovación, la tecnología y el ecosistema digital cuentan con un amplio campo de aplicación en este sector de cara a la Transición.

Como ejemplo cita que “la inteligencia artificial en microrredes se ha convertido en una estrategia para el ahorro de energía, la independencia energética, la eficiencia y la protección durante una contingencia que requiere mejoras en la operación y una adaptación continua”.

La adopción de estos nuevos desarrollos tecnológicos, así como la adaptación  y modernización de los mismos en las actividades y los procesos inherentes a este sector agregan valor y contribuyen al ahorro, a la reducción de costos y a la eficiencia energética.

Manzur trae a colación la experiencia al respecto en los EEUU. Se pudo determinar, según él, que “el impacto económico, sectorial y laboral de las inversiones realizadas en redes inteligentes y digitalizacióndel sector eléctrico puede resultar en beneficios más allá de las empresas de servicios públicos. Por ejemplo, se encontró que por cada millón de dólares de gasto directo, el PIB se expandió entre 2,5 a 2,6 millones de dólares”.

Así entendida la Transición Energética, que pasa por la modernización del sector, abre espacio para la incursión de nuevos agentes en la cadena, destacándose entre ellos el agregador de la demanda, el cual propende por la gestión activa de la demanda, la cual ahora, con el nuevo marco legal y regulatorio, adquiere gran relievancia y empoderamiento del consumidor, el cual dejará de ser un agente pasivo para adquirir su doble carácter de productor y consumidor (prosumidor).

El agregador de la demanda está llamado a ser el gran articulador de distintos agentes de la cadena, participando en el mercado eléctrico, tanto mayorista como minorista, e incluso prestando sus servicios al administrador y operador del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

La convergencia de la digitalización, la electrificación y la descentralización facilitará el surgimiento de nuevos y múltiples negocios en torno a esta actividad, tales como las plantas virtuales de potencia(vvp, por su acrónimo en inglés). Se trata de un software remoto que sirve para regular el consumo particular de la energía, conectando o desconectando, coordinando y monitoreando a los generadores, a la generación distribuida, a los autogeneradores de energías descentralizados, así como los almacenamientos de energía y los de carga controlada.

A la utilidad y a los beneficios de esta armazón, se suman que permite la portabilidad de la energía, la facturación de la energía prepago, corrige la asimetría de la información entre el usuario y el prestador del servicio, utilizando para ello plataformas y aplicaciones tecnológicas.

Y de contera, facilita la integración de las fuentes no convencionales de energías renovables(FNCER) a la matriz energética, cuya intermitencia en la generación de energía dan lugar a incertidumbres en el cumplimiento de la entrega de la energía contratada y comprometida. 

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

Alternativos
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¿Qué está pasando con la fusión nuclear?

by Martín Rosas

Hace décadas que la fusión nuclear parece a la vuelta de la esquina, pero su llegada resiste y, aunque los logros experimentales se suceden, su aplicación parece esquiva. 

23 de septiembre de 2021.   Cuando las investigaciones en energía de fusión nuclear comenzaron a tomar cuerpo, los medios dirigieron su atención hacia ellas. Estaban tras la pista de una energía limpia, renovable y tremendamente poderosa, teóricamente capaz de dejar obsoleta a la fisión nuclear, el carbón o las renovables. Era una forma de resolver los problemas energéticos de la humanidad y conciliar la civilización hipertecnológica en la que vivimos con el cuidado de nuestro planeta.

La presión de los medios y la incapacidad de los expertos para ver el futuro dieron a luz el famoso plazo de los 20 años, el tiempo que tardaría en hacerse realidad la energía nuclear de fusión.

Sin embargo, aquellos 20 años pasaron hace 50 años y la tecnología de fusión nuclear no parece mucho más cerca que entonces. De hecho, de vez en cuando se siguen escribiendo titulares que siguen prometiendo una solución en dos décadas. La realidad es que científicos y tecnólogos comprenden lo difícil de estimar cuánto tiempo tardarán en obtener resultados.

En las investigaciones más humildes, cuando planean dar diminutos brincos refinando el conocimiento existente, es relativamente fácil calcular “cuánto queda”. Sin embargo, cuando hablamos de saltos de primer orden, de verdaderas revoluciones, uno nunca sabe cuántos baches le esperan por el camino. Por definición, se enfrenta a lo desconocido, y no se trata solo de cruzar un pasillo a oscuras, sino de atravesar un bosque con los ojos vendados.

1920 y un sueño

A principios del siglo pasado la energía nuclear era un sueño o, mejor dicho, dos sueños. Por un lado, estaba la fisión, la idea de que podían romperse átomos, haciendo que en el proceso liberaran gran cantidad de energía, rompiendo estos a su vez nuevos átomos en una reacción en cadena.

En 1954 aquella idea tomó cuerpo. Átomos de uranio especialmente cargados de neutrones (partículas de su núcleo que, en tales cantidades los volvían inestables) eran bombardeados con más neutrones, haciendo que los átomos de uranio se dividieran, liberando energía y más neutrones que a su vez desestabilizarían otros cuantos átomos de uranio, partiéndolos y manteniendo el proceso en el tiempo, como si fuera un efecto dominó.

Así tuvo lugar el 26 de junio de ese año en la central de Obnisk, suministrando por primera vez a la red electricidad obtenida mediante energía nuclear. Desde entonces, las centrales se han vuelto muchísimo más seguras y la obtención de energía se ha optimizado.

Como parte del mix energético, las centrales nucleares de fisión proporcionan un complemento interesante y que no emite más sustancias contaminantes que los residuos radiactivos, los cuales pueden ser almacenados y tratados de forma segura.

No obstante, ¿no sería fantástico encontrar una energía nuclear que no produjera residuos y que no dependiera de las limitadas reservas de uranio? De algún modo, ese era el otro sueño que nació a principios del siglo pasado, concretamente a partir del físico Arthur Eddington en 1920. Él no soñaba con partir los átomos, sino con lo contrario, con unirlos y su inspiración estaba en las estrellas.

El físico británico fue pionero al sugerir que las estrellas obtienen su energía a partir de reacciones nucleares en las que fusionan átomos de hidrógeno produciendo átomos de helio. Dicho de una forma muy simplificada: las condiciones de temperatura y presión de las estrellas fomentan que dos átomos venzan la fuerza electromagnética que los mantiene separados. Gracias a este proceso, llamado nucleosíntesis estelar, se crean nuevos elementos y, con la energía liberada por la fusión de dos átomos, se suministra suficiente energía al resto como para que continúe la reacción de fusión.

Las posibilidades de esta tecnología son incomparables, pero, por desgracia, siguen siendo solo eso, posibilidades, porque hay dos grandes problemas que todavía esperan solución.

Calor, presión y tamaño

No obstante, que no hayamos conseguido producir energía de fusión nuclear capaz de nutrir a la red eléctrica no significa que no hayamos llevado a cabo experimentos más modestos.

Los reactores nucleares de fusión buscan alcanzar principalmente dos condiciones. La primera es una altísima temperatura que, por ejemplo, puede producirse a pequeña escala concentrando la energía de varios láseres en un mismo punto. Esto consigue elevar notablemente la energía llevando a la materia calentada a un estado de plasma.

A medida que la materia se calienta sus átomos vibran con mayor libertad, siendo el gas más “fluido” que el líquido, por ejemplo. Sin embargo, a tales temperaturas los átomos se excitan tanto que sus electrones, las partículas de carga eléctrica que normalmente forman las capas exteriores de los átomos, quedan libres, pululando por el entorno y haciendo que el material alcance un estado conocido como plasma.

Por otro lado, este plasma se vuelve inestable y, para que la reacción de fusión se sostenga a sí misma y este quede contenido en la cámara toroidal (con forma de rosquilla) de un reactor es necesario emplear campos magnéticos. Una solución es la empleada por los reactores de tipo Tokamak, que consiste en inducir una corriente eléctrica en el propio plasma, confinándolo en el vacío y evitando que toque las paredes del receptáculo.

Por otro lado, los de tipo Stellarators emplean imanes que rodean las tubulares paredes del reactor creando otro campo magnético. Estos últimos son algo más estables, pero más difíciles de construir, más caros y mucho menos conocidos.

Un pequeño paso

Por ahora no hemos alcanzado el punto de inflexión que llevamos tiempo esperando y, aunque el arranque del ITER (Reactor Termonuclear Internacional Experimental) promete mucho, la realidad es que por ahora seguimos perdidos en problemas muy alejados de las aplicaciones energéticas de la fusión nuclear. De hecho, es relativamente frecuente ver cómo se proclaman grandes avances que, en realidad, son pequeños pasos consistentes en experimentos a pequeñísima escala.

Sin ir más lejos, hace menos de un mes se anunció que con 192 láseres, se había desencadenado una reacción de fusión en el hidrógeno contenido por una diminuta cápsula de oro. La reacción duró 100 billonésimas de segundo y, aunque produjo más energía que la recibida, parte de la energía que alimentaba los láseres no llegó a la cápsula, un 70% se perdió.

Esto significa que ni siquiera el experimento más novedoso ha conseguido producir más energía de la suministrada para producir la reacción de fusión. Y eso que hablamos de pruebas en condiciones de laboratorio y a pequeñísima escala. Así que, quién sabe cuánto durarán exactamente los 20 años que nos separan de una tecnología de fusión nuclear funcional. Puede que sean 240 meses o puede que tarde un siglo.

A pesar de lo que se plantea normalmente, la meta no es conseguir recrear las condiciones del Sol en un reactor nuclear, ni siquiera imitar su temperatura, de hecho, los cálculos apuntan a que habría que generar un calor muy superior al que podemos encontrar en el núcleo del sol para conseguir que la reacción de fusión sea estable.

El motivo, de forma simplificada y en pocas palabras, sería que el reactor tendría mucha menos materia con la que hacer la reacción de fusión y habría que compensar esta escasez relativa con temperaturas todavía mayores. Calentar grandes cantidades de Helio hasta alcanzar esas temperaturas es complicado, por no decir tremendamente endiablado. Por ese motivo algunos esfuerzos se orientan a desarrollar reactores de fusión fría, esto es, dispositivos capaces de crear y mantener reacciones de fusión nuclear a temperaturas y presiones que, si bien siguen siendo notablemente altos, son muy inferiores (y mucho más asequibles) que las aproximaciones más clásicas.

Tomado de: elmundoalinstante.com

Industria
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Ecopetrol recicla agua de producción para generar electricidad

by Martín Rosas

La Planta de Tratamiento de Agua de Producción, localizada en el Meta, trata agua asociada a la extracción de petróleo para la autogeneración de energía. Las toneladas de CO2 dejadas de emitir a la atmósfera gracias al uso de la planta, equivalen a la siembra de 1 millón 930 mil árboles.

23 de septiembre de 2021.   Gracias a la operación de la Planta de Tratamiento de Agua de Producción (PTAP), localizada en el departamento del Meta, y única en su tipo en el país, Ecopetrol deja de emitir anualmente 19.355 toneladas de dióxido de carbono (CO2) a la atmósfera, equivalentes a sembrar alrededor de 1,9 millones de árboles.

Desde julio de 2019, cuando entró a operar la PTAP, Ecopetrol ha tratado y utilizado 961 mil barriles de agua asociada a la producción de hidrocarburos en el departamento del Meta para la autogeneración de cerca de 257 millones de kilovatios/hora de energía, destinados a proveer parte de la demanda energética de los campos petroleros Apiay (Villavicencio), Castilla (Castilla La Nueva) y Chichimene (Acacías).

En esta planta ubicada en Villavicencio, Ecopetrol trata las aguas asociadas a la producción de hidrocarburos para favorecer la autogeneración de energía limpia y ecosostenible, la cual se transfiere a los campos petroleros a través de la termoeléctrica Suria, ubicada en la capital del Meta.

Con esta planta, Ecopetrol también amplió en 24 megavatios (MW) la capacidad máxima instalada de la termoeléctrica, cuya energía puede abastecer 90 pozos petroleros, lo que equivale a energizar una ciudad de aproximadamente 26 mil habitantes.

“Esta planta marcó un hito importante en el avance de Ecopetrol hacia la incorporación de nuevas fuentes de energía en sus operaciones y demuestra el compromiso de la Empresa con el crecimiento sostenible mediante el uso eficiente de los recursos naturales”, explicó Edgard Paternina Blanco, vicepresidente Regional Orinoquia de Ecopetrol.

La PTAP, diseñada con tecnología de punta, recibe las aguas asociadas a la producción de petróleo proveniente del campo Suria, ubicado en Villavicencio. Posteriormente, los fluidos son tratados mediante procesos químicos y físicos que incluyen etapas de clarificación, filtración, intercambio iónico y ósmosis inversa, con el objetivo de dejar el agua apta para ser inyectada a las turbinas para generación de energía en la termoeléctrica.

Este proyecto pionero se suma al portafolio de iniciativas de autogeneración de energía a partir de fuentes alternativas del Grupo Ecopetrol en el Meta, que incluye el Parque Solar Castilla, inaugurado en octubre de 2019, así como el Parque Solar San Fernando que se construye en el municipio de Castilla La Nueva.

Gas Natural
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Promigas: ‘El país debe tomar medidas urgentes frente a las reservas de gas’

by Martín Rosas

El Informe del Sector Gas Natural 2021 destaca que, con los escenarios de demandas totales planteados por la UPME y los potenciales de producción de la declaratoria del Minminas, se detectan déficits de gas entre 2025 y 2030.

23 de septiembre de 2021.   De acuerdo con el presidente de Promigas, Eric Flesch, la situación del país es dramática en términos de reservas de petróleo y gas.

Si no se desarrollan nuevas fuentes, a partir del 2024 empezaría a haber déficit de gas natural en algunas regiones del país y, en materia de petróleo, eventualmente Colombia entraría a importar líquidos, con las consecuencias económicas que eso conllevaría.

“Estaríamos frente a un cambio dramático en el modelo económico”, señaló el empresario, por lo que hizo un llamado al Gobierno para que se tomen medidas urgentes.

Y es que la realidad señala que el país cuenta con una relación reservas-producción de gas para 7,7 años al ritmo actual de consumo, las más bajas en los últimos diez años.

Las reservas probadas actuales son de menos de 3 terapiés cúbicos (TPC), aun cuando el reciente Informe del Sector Gas Natural, elaborado por Promigas, indica que las reservas en yacimientos no convencionales son de 24 TPC y las potenciales en campos convencionales y el off shore en el Caribe pueden llegar a los 30 TPC, lo que significaría aumentar las reservas hasta por cien años.

En el mejor de los casos, estos desarrollos pueden tardar dos o tres años, por lo que Promigas ve un déficit de gas en el interior en el futuro inmediato, en 2024.

Como soluciones de corto plazo, Flesch plantea tres opciones: por un lado, la ampliación de la planta de regasificación de Cartagena en 130 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), que es una obra sencilla y cuyo costo sería asumido por Promigas; por otro lado, está la opción de conectar los dos sistemas de transporte, el de Promigas en la costa y el de TGI en el interior, para lo cual se requieren obras de bidireccionalidad y compresión.

De acuerdo con Flesch, la conexión física de los dos tubos ya está hecha, lo que hace falta es que la UPME apruebe obras de compresión por cien millones de dólares que le enviarían 170 MPCD de la costa al interior del país.

La tercera opción es construir el gasoducto entre la planta de Jobo, en Córdoba, y Antioquia, con una capacidad de 100 MPCD, pues mientras comienza a haber un déficit de gas en el interior, en la costa hay superávit.

Por ser el combustible más limpio y económico, después de las fuentes renovables de energía, y que consumen más de 10 millones de hogares, el reto del país es aumentar las reservas probadas; además, por el papel que juega el gas natural en la Transición Energética.

“Teniendo en cuenta que la Transición tomará tiempo y que ningún país podrá producir su energía con fuentes ciento por ciento renovables, el gas natural es fundamental para asegurar la autosuficiencia energética del país”, concluyó Eric Flesch.

Industria
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Barómetro Petrolero: mejora la percepción sobre la industria

by Martín Rosas

23 de septiembre de 2021.   Pese a que se viene de un año de pandemia donde la actividad económica se redujo a mínimos históricos, la percepción del sector de petróleo y gas mejoró en 2021, luego de tres años de realizarse el Barómetro Petrolero.

Este es el único estudio sindicado que indaga por las percepciones, preocupaciones y expectativas sobre la industria de petróleo y gas entre sus grupos de interés. El Barómetro Petrolero es realizado por Jaime Arteaga y Asociados y el Centro Nacional de Consultoría, en alianza con Ramiro Santa García, y al apoyo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el Ministerio de Minas y Energía, Ecopetrol y la ANDI.

El estudio se realiza a través de encuestas a la población (de áreas productoras y no productoras), los directivos de empresas y funcionarios de las entidades públicas relacionadas con la actividad.

En los resultado sobre la consulta a la población, el primer dato que sorprende, luego de un año de baja actividad, es que la percepción favorable sobre la industria creció, al pasar del 67% de aceptación en 2019 al 77% en 2021.

“Es una gran paradoja que cuando el sector se contrae, la relación se mantiene positiva. El factor de relacionamiento ha cambiado con el entrono. Parece que la contracción en la actividad tuvo un cambio en la lógica en el relacionamiento (con las comunidades), y ya no es una relación basada en la chequera, sino en un problema compartido. En conclusión, el aprecio a la industria no está atravesado por su desempeño económico”, señaló Jaime Arteaga en la presentación del estudio.

Lo anterior se complementa con la pregunta de si las empresas de petróleo y gas dejaran de operar en la región estaría peor: El 52% contestó que si en 2019, mientras en 2021la respuesta positiva fue del 60%.

Así mismo, “con respecto al año pasado creció bastante el porcentaje de personas que piensan que es posible que la actividad petrolero conviva con otras actividades como el turismo y el agro, y reconocen que se pueden hacer operaciones petroleras amigables con el medio ambiente”, dice Arteaga.

No obstante, acerca de la generación de empleo, la promoción del comercio local y la inversión en responsabilidad social las calificaciones bajaron con respecto a las dos encuestas anteriores.

Otro dato que sorprende es que a medida que las personas son de mayor edad y tienen menor nivel de escolaridad, la aprobación de la industria aumenta; mientras que a menor edad y mayor nivel educativo la percepción es más negativa, razón por la que Arteaga recomendó realizar un trabajo enfocado en jóvenes y universitarios.

Sobre el fracking, la desinformación y los mitos permanecen, pero también depende de cómo se formule la pregunta.

Cuando se indaga sobre si están de acuerdo con los yacimientos no convencionales, el nivel de aceptación fue del 22% en 2019, del 30% en 2020, y del 31% en 2021. Pero si la pregunta es con la palabra ‘fracking’ los niveles de aceptación bajan al 14% en 2019, 18% en 2020, y 17% en 2021.

Arteaga recomienda hablar directa y abiertamente sobre el tema, pues “cuando se desmitifica se baja la resistencia.”

Por su parte, la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) destaca los avances en la percepción positiva de los colombianos acerca de la industria del petróleo y gas, tanto en las regiones productoras como en el resto del país, según el Barómetro Petrolero 2021.

Para el presidente ejecutivo de la ACP, Francisco José Lloreda Mera, “es un gran avance ver cómo cada día más colombianos son conscientes de la importancia del sector de los hidrocarburos para el país, así como la mayor conciencia que existe sobre los reales impactos ambientales de la industria, y cómo ésta es compatible con otras actividades productivas, como el turismo y el agro”.

Con relación a la percepción frente al fracking, la industria considera que los proyectos pilotos que se adelantan en Santander son la mejor manera de dar respuesta a las inquietudes y preocupaciones de los colombianos.

“Los avances presentados son el resultado de una gran labor de pedagogía que desde la industria venimos haciendo en las regiones y en el país, no obstante, sabemos que siguen habiendo retos y debemos hacer mucho más para continuar generando conciencia de la importancia de este sector para la reactivación económica y social, y la diversificación energética, por los recursos y las oportunidades que genera”, concluyó el presidente de la ACP.

En síntesis, hoy un 75% de la población considera que la industria de petróleo y gas es positiva para el país. Tal vez a esa percepción han ayudado dos factores: por un lado la reforma al Sistema General de Regalías, que volvió a aumentarle los montos a las regiones productores, sin descuidar las no productoras; y por otro lado, a que la industria entendió que para construir relacionamiento con las comunidades hay que ir más allá de la transacción.

Industria
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Ecopetrol puso en marcha Laboratorio Ambiental Móvil para el Magdalena Medio

by Martín Rosas

El nuevo laboratorio inicia sus actividades en Puerto Wilches, en el marco del encuentro de resultados del Estudio de Impacto Ambiental de Kalé, proyecto piloto de Investigación Integral de YNC.

22 de septiembre de 2021.   Ecopetrol puso en operación el Laboratorio Ambiental Móvil para la región del Magdalena Medio, que hace parte del compromiso adquirido por la Empresa con las comunidades para que tengan un mejor conocimiento de las variables ambientales presentes en su entorno.

El vehículo recorrerá el Magdalena Medio con un cronograma de actividades que incluirá el acompañamiento al desarrollo de las distintas etapas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en Yacimientos No Convencionales (YNC), en el que las comunidades tendrán participación dentro del proceso de monitoreo, entre otros aspectos.

Así mismo, con el apoyo del Instituto Universitario de la Paz (UNIPAZ), se capacitará a representantes de las comunidades del Magdalena Medio para que logren una apropiación social del conocimiento, a través de las capacidades tecnológicas disponibles en el laboratorio ambiental móvil.

“El laboratorio contribuye a que la comunidad se interese, comprenda y desarrolle estrategias de apropiación de la tecnología que se encuentra disponible para el monitoreo y protección del medio ambiente, a través de parámetros ambientales de medición”, expresó Catalina Velásquez, gerente de Asuntos Externos de la Vicepresidencia de Yacimientos No Convencionales de Ecopetrol.

En el ejercicio de apropiación social del conocimiento, Ecopetrol contará con equipos de la más alta tecnología para realizar mediciones a determinados parámetros de calidad de agua y de aire,así como de meteorología, información que también servirá para las diferentes actividades agroindustriales que se realizan en la zona.

Estos equipos de medición cuentan con tecnologías de Estados Unidos, Alemania, Japón y Colombia. Algunas de las soluciones innovadoras también han sido hechas en el país, e incluyen prototipos de monitoreo ambiental desarrollados por jóvenes investigadores de universidades colombianas.

GNL/Vehicular
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Irizar lanza primer bus de larga distancia a GNL con alcance de 1.000 km

by Martín Rosas

El primer vehículo equipado de esta tecnología es el modelo Irizar i4 de clase II, un autocar versátil e ideal como bus metropolitano, de cercanías, para transporte escolar y de empresas.

22 de septiembre de 2021.   La española Irizar anunció la fabricación del primer autocar modelo Irizar i4 a gas natural licuado (GNL) con una autonomía de hasta 1.000 kilómetros para uso interurbano o de corto recorrido.

Cuenta con dos tanques cilíndricos de tipo criogénico (-162ºC) ubicados longitudinalmente a ambos lados en el maletero central del autocar, que se encuentra completamente estanco y aislado con respecto a la zona de pasajeros. Los tanques tienen una capacidad de 704 litros y un peso a plena carga de 830 kg.

Gracias a la tecnología de gas natural, se podrán reducir las emisiones de CO2 en un 25%, las de NOx el 85% y las de partículas un 96%, minimizando hasta niveles cercanos a cero las emisiones de referencia para la calidad de aire que afectan a la salud.

Además de aportar un mayor rendimiento térmico que el diésel, los niveles de ruido se reducen en un 50%. En relación al coste operativo (TCO), se estima que su reducción puede llegar hasta un 30%, dependiendo del diferencial entre el coste del gas natural y el diésel. El coste de mantenimiento sigue siendo similar al de un vehículo diésel convencional.

La gama de vehículos a bioGNL de Irizar contempla los modelos de autocares Irizar i4, Irizar i6S e i6. El Irizar i4 estará disponible también con el nuevo bastidor de Scania NBG de 9l Euro6E y 340 CV, mientras que durante 2022 esta tecnología se extenderá a los modelos Irizar i6 e Irizar i6S, para servicios suburbanos, de media y larga distancia con un chasis de nueva generación NBG de 13l y 410 caballos, en longitudes desde 12 a 15 metros. Dispone de dos opciones de paquetes de tanques de gas, tanque individual, o dos tanques separados para ofrecer diferentes autonomías y capacidades de maletero.

Por otro lado, el Irizar i4 en versión L, de piso liso y pasillo bajo para mejor accesibilidad, tiene una longitud de 12,2 metros, puerta central doble con PMR integrado del fabricante Masats y se fabricó sobre chasis Scania 320 EB 4X2 E6D GNL con motorización de 9l y 320 CV.

Cuenta con 49 asientos y 13 pasajeros de pie y, en este caso, realizará servicios de cercanías, con frecuencia de paradas. Incluye, asimismo, letreros de destino, sistema CCTV de video vigilancia y una pantalla digital de control de gas que le permite al conductor verificar incidencias en el sistema de gas y cumplir con todos los protocolos de seguridad.

Fuente: Irizar

Opinión
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Si la energía renovable es tan barata ¿por qué no usamos más?

by Martín Rosas

En la lucha contra el cambio climático no podemos quedarnos con soluciones unidimensionales. Las balas de plata no existen porque no hay un combustible perfecto. La generación eólica y solar son parte fundamental de la solución, pero no son toda la solución.

Por: TOMÁS GONZÁLEZ*

21 de septiembre de 2021.   El principal camino que ha escogido el mundo para combatir el cambio climático parece ser la sustitución de generación eléctrica con fuentes de altas emisiones como el carbón o el gas natural por fuentes de bajas emisiones como el viento o el sol. Sin embargo, su baja penetración frente a otras fuentes obligan a preguntarse por qué no hay más generación con renovables y por qué es tan fuerte la dependencia de los combustibles fósiles.

Tradicionalmente la respuesta se ha centrado en los mayores costos de generar con FRENCs. Esta explicación, sin embargo, ha perdido validez ante la rápida y sostenida caída en los costos de la energía solar y eólica en la última década —más de 90% la primera y más de 70% la segunda— al punto de ser hoy más barata la nueva generación con sol y viento que con carbón o gas, según diversas fuentes.  

¿Por qué, entonces, no ha habido una más rápida penetración de las renovables no convencionales? Cuatro razones fundamentales ayudan a responder esta pregunta.

  1. Lo nuevo no es igual a lo existente. Una cosa es instalar una planta nueva donde los costos de las fuentes renovables de energía no convencionales pueden ser menores, y otra competir con plantas térmicas ya establecidas que tienen ventajas por las inversiones ya hechas, la logística probada de operación, los contratos de suministro existentes y la estructura regulatoria. En general, es más barato añadir capacidad a la infraestructura existente que construir una nueva planta de generación así sea renovable.

Lo anterior puede estar cambiando. El reporte de costos de energía de la banca de inversión Lazard para 2020 —una fuente de referencia en la industria— muestra que a lo largo de la vida útil de una planta los costos de generación a gran escala en dólares por KWh para solar son del orden de 0,32 frente a 0,28 para el gas y 0,41 para carbón.

Este punto tiene, sin embargo, un corolario importante. Desmontar la infraestructura de generación fósil existente antes de qué haya terminado su ciclo de vida requiere de inversiones masivas que inevitablemente subirían las tarifas a los consumidores o los impuestos a los contribuyentes.

Los costos asociados a dar de baja los activos anticipadamente, sumados a los de sustitución de ingresos de quiénes dependen de los combustibles fósiles y a los de perder la tributación que ellos aportan, son quizá la principal razón por la que la transición energética es tan difícil de acelerar. 

  • Los fósiles tienen grandes ventajas. Los combustibles fósiles han estado en el corazón del progreso económico y social de la humanidad en los últimos dos siglos por las múltiples ventajas que tienen como energético.

Primero, porque por unidad de peso los fósiles tienen más energía que otros combustibles (densidad de energía). El diésel y la gasolina, por ejemplo, tienen cerca de dos veces y media más energía por kilogramo que la leña, y el carbón 50% más. En comparación, una batería de litio tiene 100 veces menos densidad energética que el gas natural. 

Esto le ha dado una enorme ventaja a los fósiles en sectores como el transporte, donde los vehículos deben cargar su combustible y, al menos por ahora, hace inviable la electricidad por el sobrepeso que supondrían las baterías para el movimiento de cargas o personas en grandes distancias.

En el caso de la generación eléctrica, el carbón ha sido el más competitivo no sólo por su densidad energética sino por lo fácil que es su manejo logístico y lo confiable que es su cadena de suministro. No en vano el mundo genera hoy dos terceras partes de energía con carbón.

El punto de fondo es que las transiciones energéticas no son caprichosas: han sido el resultado de la búsqueda permanente para encontrar combustibles más densos y fáciles de manejar. El sistema que tenemos hoy refleja 150 años de esfuerzo por encontrar combustibles más confiables, eficientes y de bajo costo. Superar estás ventajas no es una tarea fácil.

  • El viento y el sol tienen desventajas considerables. La principal desventaja de la generación eólica y solar es su intermitencia. No siempre sale el sol y no siempre sopla el viento.

A diferencia de la generación hidroeléctrica, en la que el agua puede almacenarse en embalses que son el equivalente de enormes baterías de agua, la tecnología actual no permite almacenar de una forma costo-eficiente grandes cantidades de electricidad para periodos de tiempo significativos. La energía de las FRENC hay que usarla cuando se genera, lo que sistemáticamente lleva a problemas de excedentes o faltantes cuando la demanda no coincide con la generación.

Estas dificultades pueden mejorarse hasta cierto punto con soluciones económicas y de ingeniería: redes más grandes con más puntos de generación permiten balancear mejor la oferta y la demanda cuando hay intermitencia de las FRENC; con los excedentes de oferta se puede producir hidrógeno —un combustible limpio y almacenable para su uso posterior— o bombear agua de vuelta a los embalses para generar nuevamente; pueden introducir regulación que permita una desconexión de aquella demanda que no necesita un suministro continuo, y cabría esperar que la tecnología resuelva el problema de almacenamiento con baterías a gran escala.

  • No todo es electrificable. Aún si el avance de las FRENC sigue su curso actual y logran de la mano del cambio tecnológico cerrar las brechas de competitividad y confiabilidad que todavía mantienen, no se resolvería la totalidad del problema de emisiones. Sencillamente porque hay procesos que no son electrificables. Esto es particularmente relevante para los sectores que requieren combustibles con una alta densidad de energía o combustibles que produzcan temperaturas muy elevadas. 

El primero de ellos es el transporte que, como se mencionó, requiere combustibles con una fluidez y densidad energética comparable a la de los combustibles líquidos fósiles. Los motores eléctricos son más eficientes que los de combustión interna, pero las diferencias en densidad energética penalizan la electricidad para largas distancias.

La producción de acero y cemento son otro ejemplo al requerir hornos con temperaturas superiores a los 1.000 °C que son difíciles de alcanzar sin quemar combustibles.

Para estos sectores existen opciones que todavía están en desarrollo. La primera es el hidrógeno que, sí se produce con FRENCs, es un combustible limpio con el potencial de atender el transporte marítimo, aéreo y terrestre de carga pesada. Los biocombustibles son otra área de desarrollo que podría ser un sustituto de bajas emisiones para los fósiles líquidos si mejora su eficiencia y logra descarbonizar su cadena productiva.

Y finalmente, la captura y almacenamiento de carbono (CSS, por su acrónimo en inglés), que permite extraer el carbono en sus puntos de emisión y almacenarlo evitando que sea liberado en la atmósfera. De hecho la semana pasada se inauguró en Islandia la planta más grande de CSS en operación del mundo que da cuenta del avance de esta tecnología y se espera que, de mantenerse la experimentación, las economías de escala y la estructura de incentivos, alcance viabilidad comercial en un futuro ojalá no muy lejano.

Todas estas son razones de fondo que muestran que el dominio de los fósiles no es arbitrario. En la lucha contra el cambio climático no podemos quedarnos con soluciones unidimensionales. Las balas de plata no existen porque no hay un combustible perfecto. La generación eólica y solar son parte fundamental de la solución, pero no son toda la solución.

No podemos olvidar que el problema son las emisiones y no los combustibles fósiles. El camino es el pragmatismo, la persistencia y la interdisciplinariedad; y las soluciones van a depender de nuestra capacidad de innovar tecnológica, financiera y regulatoriamente. Quien trate de vender otra cosa simplemente nos está tratando de engañar.

*Director del Centro Regional de Estudios de Energía.

Industria
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Minenergía autorizó 8 nuevas obras de transmisión en el país

by Martín Rosas

Las obras incluyen la construcción de dos nuevas subestaciones en los departamentos del Huila y Valle del Cauca y la instalación de nuevos equipos en subestaciones de Antioquia y Santander para atender nueva oferta de energía.

21 de septiembre de 2021.   El Ministerio de Minas y Energía autorizó la construcción de ocho nuevos proyectos de transmisión en diferentes departamentos del país, que contribuirán a la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica.

“Estamos comprometidos con brindar a los hogares colombianos un servicio de energía eléctrica eficiente, confiable y sostenible. Además, el desarrollo de estos proyectos nos permitirá seguir avanzando en la transición energética de Colombia con la incorporación al sistema eléctrico de nuevos proyectos de energía renovable no convencional, especialmente en la región Caribe”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

El ‘Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión’ contempla la construcción de dos nuevas subestaciones en los departamentos del Huila y Valle del Cauca, para la conexión de nuevas plantas de generación de energía, lo que podría impactar a la baja los precios de energía.

Para atender la creciente oferta de energía también se instalarán nuevos transformadores en las subestaciones Sogamoso (Santander) y Primavera (Antioquia) para aumentar su capacidad. Adicionalmente, en la Subestación San Marcos, en el Valle del Cauca, se realizarán trabajos adicionales para mejorar la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica para los usuarios.

Además, con el fin de permitir la conexión al sistema nacional de nuevos proyectos de generación, especialmente parques eólicos que se construirán en la región Caribe, en subestaciones de La Guajira, Cesar, Magdalena y Atlántico se instalarán dispositivos FACTS, los cuales permiten controlar la transferencia de energía por las líneas de transmisión y redireccionarla para evitar sobrecargas.

Finalmente, también se ampliará la capacidad de la subestación Nueva Esperanza, ubicada en Cundinamarca, para permitir la conexión de nuevos usuarios en la zona.

Estos nuevos proyectos de transmisión deberán entrar en operación entre 2022 y 2026, y serán ejecutados a través de convocatoria pública o ampliaciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN), lo cual estará a cargo de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

Gas Natural
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Vanti lanza ‘Listo’, modelo financiero no bancario para usuarios de gas natural

by Martín Rosas

La solución de financiación fue desarrollada por la empresa para que usuarios residenciales del servicio de gas natural, en su mayoría de estratos 1, 2 y 3, accedan a un cupo preaprobado para adquirir productos y servicios de una forma ágil.

21 de septiembre de 2021.   Con una solución digital para que los usuarios del gas natural atendidos por Grupo Vanti puedan comprar productos y servicios de marcas aliadas, la compañía distribuidora lanza un nuevo producto con pagos a través de la factura.

Se trata de acceso a un cupo rotativo sin necesidad de tener vida crediticia ni certificaciones laborales, el cual está a disposición de más de tres millones de clientes del interior del país, que cumplan con la política de financiación de Vanti en 105 municipios del país, de los cuales un 82% son de estratos 1, 2 y 3.

“Innovamos con Vanti Listo, un cupo de crédito diseñado para que los usuarios del gas natural accedan a financiación no bancaria de manera fácil e inmediata, al momento de adquirir productos y servicios de marcas aliadas”, dijo el presidente de Vanti, Rodolfo Anaya Abello.

Los usuarios que hayan efectuado el pago periódico de la factura de gas recibirán un monto preaprobado entre tres y cinco millones de pesos, sin necesidad de codeudores, el cual pueden emplear para la compra de bienes y servicios con las empresas aliadas. El pagó se realizará  en cuotas mensuales que llegaran en la factura del gas.

“Esta es una solución innovadora en el sector de servicios públicos en el país. Todo se hace digital a través de una aplicación desarrollada por Vanti en el punto de venta de nuestros aliados, donde no son necesarios documentos físicos porque conocemos al usuario de gas natural. Le ofrecemos una alternativa de financiación no bancaria competitiva e innovadora, con tecnología de punta para la validación de nuestros usuarios”, agregó Anaya.

Para ello, la compañía hace un análisis de la capacidad de pago del cliente a través de un esquema propio, no bancario, le asigna un cupo y la financiación, la cual se puede extender hasta los 60 meses.

Los usuarios pueden consultar si tienen cupo disponible en la página www.vantilisto.com o comunicándose a las líneas de atención al cliente para luego con sólo su factura de gas natural domiciliario del último mes, la cédula de ciudadanía y un correo electrónico, puedan acercarse a los aliados y realizar el proceso de verificación y compra de manera digital.  

Finalmente, equipos de tecnología, electrodomésticos, gasodomésticos, muebles y materiales de construcción hacen parte de la oferta de productos que el cliente puede financiar a través de Vanti Listo.

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