Cambio climático, coexistencia energética y gas natural

Para reducir significativamente las emisiones de carbono existen grandes desafíos y también el peligro de precipitarnos sin planear e implementar de forma rigurosa este proceso de transición que el mercado no está reconociendo.

Por: LUIS GUILLERMO ACOSTA*

21 de aeptiembre de 2021.   El cambio climático es una amenaza real para nuestro planeta, y si la humanidad no cambia el apetito por el crecimiento industrial, deberíamos entonces reducir significativamente las emisiones de carbono para evitar resultados potencialmente dañinos.

El proceso de transformación hacia la descarbonización no debe hacerse de forma súbita, es un asunto que debe estar plenamente definido en todas sus dimensiones e impactos en la sostenibilidad del planeta y sus pilares humano, ambiental y económico.

Para reducir significativamente las emisiones de carbono, existen grandes desafíos y también el peligro de precipitarnos sin planear e implementar de forma rigurosa este proceso de transición que el mercado no está reconociendo, y podríamos llegar a un punto en el que la potencial medicina perfecta sea peor que la enfermedad. Particularmente, cuando el mercado apunta a soluciones de energía renovable falsamente instantáneas.

Recientemente, el estado de California (EUA), la quinta economía del mundo, luego de haber tomado la decisión con bombos y platillos de suplir la demanda energética estatal mediante energía solar, se ha visto forzado a abrir cinco plantas de gas natural para abolir el riesgo potencial de apagones, que tendrían consecuencias negativas para el Estado y su población.  Así pues, de materializarse estos peligros tendrían efectos críticos al no tener una canasta energética confiable.

Hablar de transición energética sostenible va más allá de un cambio en la fuente de energía y dejar, en el corto plazo, de usar los recursos fósiles.  La razón por la cual el mundo aún necesita del petróleo y el gas, donde no se puede pretender el abandono total en el uso de estos recursos, es que de acuerdo con la Universidad de Oxford, para el año 2019 el consumo de petróleo y gas representó el 30.93% y 22.67% respectivamente en el total de la energía primaria consumida, mientras que las energías solar, eólica e hidroeléctrica generaron el 9.1%. 

En lo que respecta al futuro de la industria de hidrocarburos, mientras Goldman Sachs señala que la demanda de petróleo crecerá hasta al menos el 2030, el Fondo Monetario Internacional asegura que alcanzará su punto máximo alrededor del 2040.  Desde esta perspectiva, se estima un período de transición de combustibles líquidos a sólo gas, que podría durar muchos años mientras las energías renovables maduran en sus dimensiones técnica, ambientale y económica.

Habiendo dicho esto, sorprende mucho la cita de la Administración de Información de Energía de EUA, que afirma que los combustibles líquidos representarán aproximadamente el 35% del consumo total de energía de EUA en 2050, en comparación con el 37% en 2019.  Una disminución marginal.

La transición a las energías renovables requerirá de una intensificación muy crítica en la extracción de metales y minerales de tierras raras, con costos ambientales y sociales reales que podrían impactar el planeta en forma más letal que los actuales niveles de emisiones de CO2.  Es por esto que es de vital importancia pensar en la sostenibilidad energética para el mundo y para Colombia en particular, desde la coexistencia entre los hidrocarburos y las fuentes de energías renovables, y no desde la eliminación de una de estas. 

Cada país tiene circunstancias muy particulares en su canasta energética, tipos de industria, retos, riesgos, emisiones y en sus economías en general. Por lo tanto, aplicar un mismo modelo de metodología y cronograma para la transición energética en todos los países puede ser tan errado como no reconocer que la transición energética ya inició con todas las implicaciones que esta conlleva.

Existe una correlación clara entre crecimiento económico, consumo de energía primaria y aumento de emisiones C02. En la medida que nuestro país continúe su desarrollo económico es de esperar que aumente el consumo de energía primaria y aumenten las emisiones.

Colombia ya cuenta con una matriz energética muy limpia, pues el 25% del consumo de energía primaria viene de fuentes renovables como la hidroelectricidad. En el mundo, el punto de llegada para muchos países es tener una canasta energética tan limpia como la nuestra. 

De acuerdo con la EIA, Colombia produce el 0,25% de emisiones de energía primaria en el mundo, con 0,6% de la población mundial. Así que, reducir este monto a la mitad, como muchos proclaman, poco podría mover la aguja de este KPI Global, pero sí restringiría sustancialmente la capacidad del país de crecer y desarrollarse.

Colombia produce 290 millones de toneladas equivalentes (M Teq) de CO2 anuales, de este monto, el 30% proviene del sector energético y el 70% de otros sectores como la agricultura, la ganadería, la silvicultura y otros usos del suelo.

Ecopetrol, en su reciente reporte sobre transición energética y descarbonización, afirma que entre 2010 y 2020 ha logrado disminuir las emisiones en 8,4 M Teq de CO2.  El Gobierno se comprometió a disminuir 170 M Teq anuales de CO2 para el 2030, frente a casi 291  M Teq de CO2 anuales en 2020, pero no establece claramente cómo se va a llegar allá. 

Las preguntas serían: ¿De qué manera creceremos como país con respecto al 2020? ¿Cuáles serán los impactos en la sostenibilidad nacional para lograrlo? ¿Aplicaremos el mismo tipo de medidas de reducción de emisiones que se piensan aplicar en la industria de hidrocarburos colombiana en los otros sectores del país?  

Es crítico que la industria energética participe en esta discusión, debido a que este sector es un pilar fundamental para el crecimiento de la economía nacional y, además, es el protagonista principal de la coexistencia energética sostenible hacia un mejor futuro para Colombia. Por lo tanto, debemos salvaguardar y acompañar de manera consciente y responsable la transición energética.

Está claro que, por muchos años, los hidrocarburos serán parte de la canasta energética mundial, que el sector es y será protagonista de la transición energética y que el gas será el hidrocarburo más longevo en esta transición, no solo por sus características actuales, sino por ser también la materia prima de un combustible limpio y de mucha capacidad energética como el hidrógeno. 

En el mundo, las reservas probadas de gas natural son de 6,642 trillones de pies cúbicos (TPC), siendo el Medio Oriente, conformado por Irán, Iraq, Israel, Kuwait, Omán, Qatar, Arabia Saudí, Siria, Emiratos Árabes Unidos y Yemen, la región que tiene la mayor cantidad de reservas, aproximadamente 2,677 TPC, el 40% de las reservas totales del planeta.

De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, el gas natural mantendrá su rol en el futuro de la energía sostenible. Su participación en la matriz energética aumentará a un 25% para 2040 y crecerá a una tasa de 1,2% anualmente entre 2030 y 2040. Lo anterior coincide con las tendencias en Colombia, donde el gas natural llegará a un 22% para 2050 en la matriz energética.

Para el caso de Colombia, las reservas 1P (probadas) de gas natural son casi tres TPC y con una autosuficiencia de 7,7 años. Además, de acuerdo con el último reporte del Ministerio de Minas y Energía, la producción comercializada de gas en Colombia em junio fue de 1.122 millones de pies cúbicos por día (mpcd), cifra que se traduce en una recuperación de 20,3% frente a lo registrado en el mismo mes de 2020 (932 mpcpd).

El gas natural cumple hoy un papel clave en la transición hacia las energías renovables y en la superación de la pobreza energética. Colombia cuenta con un potencial de 54 TPC de reservas de gas, de los cuales 30 provendrían de proyectos costa afuera y 24 de yacimientos no convencionales, que actualmente están ubicados en su mayoría en el Valle Medio del Magdalena.

El papel del hidrógeno

Además, el gas propiciará la transición hacia el hidrógeno, un energético que motiva las estrategias de descarbonización, debido a que es un combustible limpio y además produce mayor energía por kilo que cualquier otro.

El hidrógeno es muy poderoso: tiene tres veces más energía que la gasolina. Pero, a diferencia de esta, es una fuente de energía limpia, ya que solo libera agua en forma de vapor, y no produce dióxido de carbono.

El hidrógeno se ha clasificado en tres colores basándose en cómo se ha generado y, por tanto, en cuántas emisiones provoca su producción:

  • El hidrógeno gris es el que se genera a partir de la reforma del gas natural. Actualmente es el más abundante y el más económico, pero el coste se incrementará debido a los derechos de emisiones de CO2. Y es que, para producir una tonelada de H2 gris se emiten de 9 a 12 toneladas de CO2.
  • El hidrógeno azul es el que se genera como el gris, pero capturando y almacenando el CO2 resultante de la reforma. Es más caro que el gris, pero se van igualando. El hidrógeno azul es una apuesta importante hasta 2030 por parte de los países con producción de gas natural.
  • El hidrógeno verde es el que se obtiene por la electrólisis del agua, empleando energías renovables o la reforma del biogás.  Es el más caro, pero para 2030 se prevé una disminución de sus costos en un 60% debido a la baja en los precios de los electrolizadores y de la energía renovable.

Producir hidrógeno a partir del biogás permitiría aprovechar los residuos de la ganadería, purines y de la agricultura, así como los de los lodos de las depuradoras de aguas residuales y los de la fracción orgánica de los residuos domésticos. Se podrían resolver dos problemas al mismo tiempo: reducción de emisiones y gestión sostenible de residuos orgánicos.

El hidrógeno está presente en 75% del universo, pero no existe por sí solo, está combinado con otros elementos como el oxígeno o el carbono, por consiguiente hay que separarlo. Además, es un vector energético, porque es capaz de almacenar energía. Un kilogramo de hidrógeno puede liberar más energía que un kilogramo de cualquier otro combustible, casi el triple que la gasolina o el gas natural.

Además, el hidrógeno tiene una alta densidad energética, lo que es una ventaja pero también un obstáculo, ya que ocupa mucho volumen. Sin embargo, hay diferentes formas de almacenamiento: gas comprimido, hidrógeno líquido y estructuras de carbono, entre otros. Desde el punto de vista ZEO (cero emisiones), esta cualidad lo dota de un gran potencial, ya que permite producir hidrógeno cero emisiones cuando hay excedentes de energías renovables y almacenarlo para su uso cuando las fuentes de energías renovables no estén disponibles.

El hidrógeno ofrece soluciones en zonas alejadas, debido a que se puede producir localmente, ya sea en grandes instalaciones centrales o bien en pequeñas unidades. Esto permite que incluso en territorios de difícil acceso se pueda producir esta fuente de energía.

Como han demostrado acontecimientos recientes, la industria del gas está acostumbrada a afrontar incertidumbres y sufrir grandes conmociones. Se podría decir, con base en el panorama actual, que es durante períodos desafiantes cuando la capacidad de la industria del gas se vuelve más evidente para responder de manera rápida y eficiente a las dinámicas cambiantes a y las fluctuaciones del mercado. 

El modelo energético actual envía un mensaje claro: es demasiado pronto para cancelar los hidrocarburos. Seguirán siendo la fuente dominante en la combinación energética global en el futuro previsible. El gas natural será el único recurso de hidrocarburos que aumentará su participación del 23% actual al 28% en 2050, ya que es uno de los facilitadores mundiales para reducir las emisiones de manera rápida, rentable y constante, al reemplazar los combustibles intensivos en carbono y respaldar a las energías renovables intermitentes.

La única forma en que el sector de hidrocarburos del país y la economía en general pueden sobrevivir en el futuro, es entender en forma clara cómo encaja el perfil país en la transición energética a nivel mundial y cómo hacerlo en forma  responsable, racional y sostenible.  El punto de partida debe ser la realidad económica y energética actual de Colombia.

Somos un país con importantes recursos de carbón, petróleo y gas, que representan del 5% al 7% del PIB, del 30% al 40% de exportaciones y entre el 20% y el 25% de los ingresos fiscales, lo que permite financiar el gasto público. Por ende, el plan actual de reducción de emisiones podría ser un disparo en el pie.

En particular, el gas debe jugar un papel importante en la transición. El Gobierno debería incentivar y no desincentivar el uso del gas natural como se está proponiendo en algunos casos.

Hay mucho que la industria puede hacer para la transición energética y disminuir su huella de carbono. Por ejemplo, programas de eficiencia energética a lo largo de la cadena de valor, que implementan una economía circular alrededor de las emisiones del CO2 utilizando tecnología de punta en la Industria de hidrocarburos.

Hay que comenzar por medir las emisiones, sustituir generación de energía de crudo a gas o electricidad de la red en forma paulatina, en fin desarrollar ideas que tengan sentido para disminuir el impacto de emisiones. Teniendo un liderazgo humanista y sostenible, siendo apasionados por la tecnología, siendo ágiles y trabajando entre todos en forma  integrada, lograremos evolucionar en la transición energética y obtener lo mejor para el bien colectivo en nuestro país y forjar un futuro sostenible.

*Director Ejecutivo de Acipet

Responsabilidad fiscal contra 7 directivos de Bioenergy Zona Franca

De acuerdo con la imputación, no tenía sentido haber dado continuidad al proyecto, destinando los recursos que se recibieron vía capitalización de Bioenergy S.A.S. para terminar la construcción de la planta “El Alcaraván”, cuando la Tasa Interna de Retorno de la inversión al momento de la terminación unilateral del contrato con Isolux era tan solo del 2,44%. 

20 de septiembre de 2021.   La Contraloría General de la República (CGR) imputó responsabilidad fiscal en 920.646 millones de pesos por la pérdida de recursos públicos de BIOENERGY S.A.S., BIOENERGY Zona Franca S.A.S. y ECOPETROL, con ocasión de las inversiones realizadas para la terminación del componente industrial de la Planta de Producción de Etanol “El Alcaraván”, en el departamento del Meta, a 29 de diciembre de 2017. 

A pesar de que financieramente el proyecto no era viable, se dio continuidad a su construcción, pagando aproximadamente 434 millones de dólares más respecto del caso de negocio presentado en octubre de 2011; situación que unida al deficiente desarrollo del componente agrícola, originó que no se diera la productividad esperada, por cuanto BIOENERGY S.A. y BIOENERGY Zona Franca S.A.S. se encuentran en liquidación, lo que hace imposible obtener los flujos de recursos que permitan su recuperación. 

La entidad determinó que, sin haber consolidado el proyecto agrícola con la siembra de la caña necesaria para ser utilizada en la planta de etanol, e incluso, sin que se hubiera obtenido la variedad optima, se adelantó la ejecución del recurso público para la construcción de la planta, invirtiendo dineros adicionales que generaron pérdidas por el orden de un billón cuarenta y tres mil millones de pesos, que corresponde al valor de las capitalizaciones realizadas a BIOENERGY Zona Franca S.A.S., para la ejecución del proyecto industrial. 

Presuntos responsables:  

Mediante Auto No.1481 del 17 de septiembre de 2021, la Contraloría  Delegada Intersectorial No. 6 de la Unidad de Investigaciones Especiales contra la Corrupción imputó responsabilidad fiscal, a título de culpa grave, contra: 

*Jaime Leonardo Flórez Muñoz, gerente General de BIOENERGY Zona Franca S.A.S. (2009-2012),  

*Aleck Remberto Santamaría de la Cruz, gerente General de BIOENERGY Zona Franca S.A.S. (2012-2015), y 

*María Elena Velásquez Restrepo, Juan Felipe Múnera Yepes, Gloria Inés Cortes Arango, Myung – ho Lee y Claudia Castellanos Rodríguez, en su calidad de miembros principales de la Junta Directiva. 

Igualmente, se archivó la investigación a los siguientes presuntos responsables, frente a los cuales se surtirá el grado de Consulta: Juan Carlos Roa Márquez y la firma española ISOLUX INGENIERIA S.A. 

Un proyecto que no debió continuar 

Los antecedentes de este proceso se relacionan con el hecho que BIOENERGY Zona Franca S.A.S. contrató con la empresa española ISOLUX INGENIERÍA S.A., mediante Contrato ZF No. 050-10 de junio de 2010, la construcción de la planta industrial de Producción de Etanol “El Alcaraván”, en Puerto López (Meta), con un plazo de 22 meses, la cual iniciaría a funcionar en abril o mayo de 2012. 

Sin embargo, el 8 de abril de 2014, después de firmar 6 otrosíes, BIOENERGY Zona Franca terminó el contrato y, para continuar con la ejecución del proyecto en su componente industrial, suscribió el 18 de julio de 2014 el contrato ZF No. 0010 -14 con el CONSORCIO MENEGUA, con un plazo de 14 meses, el que tampoco se cumplió, al celebrar 15 otrosíes, y con el CONSORCIO APPLUS, la interventoría (15 de septiembre de 2014). 

Se reprocha por parte del ente de control, el haber dado continuidad a un proyecto que mostraba los indicadores financieros con tendencia a la baja, por cuanto en 2017, año en que se certificó el arranque de la planta industrial (14 de julio), estos se encontraban negativos (Tasa Interna de Retorno -1.2% EA y Valor Presente Neto -609), con la obtención de utilidades sólo hasta el 2027. 

La CGR comprobó que desde el momento anterior a la celebración del otrosí No. 6 al contrato C-050-10, en diciembre de 2013, las condiciones financieras mostraban el decrecimiento de la Tasa Interna de Retorno, el cual fue contundente, por cuanto para la fecha que se preveía entraría en funcionamiento la planta “El Alcaraván” (28 de marzo de 2013), la TIR ya se mostraba inferior en un 50% frente al caso de negocio. 

Firmado el otrosí No. 6 y terminado el contrato EPC (Ingeniería, Compras y Construcción), en junio de 2014, se aprobó el control de cambios 2, pasando el CAPEX del proyecto de USD$459 a USD$750 millones de dólares, al mismo tiempo que la TIR pasaba del 6.49% EA a 2.44% EA y el VPN del mismo de -102,61 a -152,3 (de junio de 2013 a junio de 2014).  

La justificación de la celebración de este control de cambios se dio, entre otras razones, por la contratación que BIOENERGY debió ejecutar para finalizar el proyecto, aumentando de forma considerable los costos de contratos a precios unitarios, e implicando un control mayor con aumento de costos de interventoría y costos de personal en equipo de proyecto. 

Concluye la imputación que, con estos indicadores, no tenía sentido haber destinado los recursos que se recibieron vía capitalización de Bioenergy S.A.S., para terminar la construcción de la planta “El Alcaraván” cuando la Tasa Interna de Retorno de la inversión al momento de la terminación unilateral del contrato con Isolux era tan solo del 2,44%. 

Controles de cambios y declive de la TIR y el VPN 

Pese a lo anterior, el 19 de abril de 2016, se aprobó el control de cambios No. 3, en donde el CAPEX del proyecto pasó de USD$750 MM a USD$733, pero la TIR del proyecto pasó de 2.44% EA a 1.24% EA y el VPN del proyecto de -152,3 a -401. 

Finalmente, con el control de cambios No. 4 aprobado en febrero de 2017, el CAPEX llegó a USD$778 MM, con una TIR del proyecto de -1.2% EA y el VPN del proyecto pasó de -401 a -609.  

Es así, como se probó que los constantes aumentos en valor y tiempo de ejecución, trajeron como consecuencia que el valor acumulado del proyecto aumentara al actualizar el caso de negocio, señala la Contraloría. 

También se determinó que, desde noviembre de 2011, con el otrosí No. 5 (noviembre de 2011), los indicadores financieros tuvieron cambios significativos hasta la fecha de terminación unilateral del contrato con ISOLUX (8 de abril de 2014) y la contratación con el Consorcio MENEGUA (18 de julio de 2014) y el Consorcio APPLUS para la interventoría (15 de septiembre de 2014), lo que originó los controles de cambios, siendo el número 2, el más significativo en el declive de la TIR y el VPN del proyecto. 

Concluye también la imputación que, la situación financiera del proyecto no solo era evidente con el incremento en los costos de la construcción de la planta, sino que período tras período, los estados financieros de la sociedad evidenciaban el deterioro de las inversiones, reflejado en el incremento en las pérdidas que iban consumiendo el patrimonio social, situación que era conocida incluso de manera mensual en las reuniones de la Junta Directiva, sin que se evidenciara pronunciamiento ni correctivo alguno encaminado a revertir este deterioro.   

Se tiene entonces que, no se tomaron las decisiones que permitieran modificar el curso de los acontecimientos a medida que estos se iban desarrollando, para poner fin a las pérdidas que se generaban período a período, suscribiendo desde el otrosí No. 5 al contrato C-050-2010, hasta el celebrado con el Consorcio MENEGUA y la interventoría con APLUS, aplazamientos en el cronograma que originaron la necesidad de suscripción de los controles de cambio y las correspondientes capitalizaciones con conocimiento de que se seguirían presentando pérdidas para la sociedad. 

Todo lo anterior quedó corroborado, aún más, cuando BIOENERGY S.A. y BIOENERGY Zona Franca S.A.S., el 31 de enero de 2020, radicaron ante la Superintendencia de Sociedades una solicitud encaminada a que se realizara la apertura del “proceso de reorganización”, por las pérdidas en que incurrió y que le impedían cancelar oportunamente sus obligaciones, y cuando el 17 de junio del mismo año se solicitó terminar este proceso y entrar en liquidación. 

Es de anotar que la planta fue terminada en 2017, con una capacidad de producción de etanol de 504.000 litros al día, pero entre este año y el 2019, se produjeron 131.209.887 litros, lo que se traduce en una utilización de 73 días para el año 2017, 94 para el 2018 y 98 para el 2019, lo que ratifica que el proyecto agrícola fue un fracaso, lo cual se podía evidenciar desde los inicios del proyecto. 

Fuente: Contraloría General de la República.

Veinte años de los biocombustibles en Colombia

Se cumplen 20 años de la sanción de la Ley 693 del 19 de septiembre de 2001, de mi autoría, mediante la cual se decretó la obligación de mezclar un porcentaje de etanol con la gasolina motor en todo el territorio nacional, ocasión propicia para volver sobre la motivación y los beneficios que le ha reportado al país su puesta en marcha a partir del 2005.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

19 de septiembre de 2021.   Desde septiembre de 2001 no hemos hecho más que ejercer la paternidad responsable de la Ley 693. Tres años después fue expedida la Ley 939 de 2004, complementaria de la anterior, que obliga la mezcla de un porcentaje de aceite al diésel.

Mientras la mezcla de etanol se puso en marcha a partir del 2005, la del biodiesel fue en 2008. El propósito de estas dos leyes es múltiple: con la mezcla de los biocombustibles se ha contribuido a la seguridad energética del país, se reducen las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y se ha venido ampliando la frontera agrícola.

En efecto, gracias a la mezcla del 10% de etanol y 12% de biodiesel se reduce el consumo de 54.667 barriles/día de gasolina y ACPM. De no contarse con los biocombustibles habría sido mucho mayor el volumen de combustibles importados, afectando de paso la balanza comercial del país.

En el entendido que, como lo sostiene el director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía Fatih Birol, “la demanda de petróleo se aplanará después del 2030”, contribuyendo como el que más a las concentraciones en la atmósfera de los GEI, es urgente mejorar la calidad de los combustibles derivados del mismo y es lo que se logra con la mezcla.

Ello es tanto más apremiante, habida cuenta que, según el reciente Informe de Políticas Energéticas de la Universidad de Chicago, Colombia está entre los países donde “las concentraciones de partículas contaminantes son de 2 a 3 veces mayores que las recomendadas por la Organización Mundial de la Salud (OMS)”. Según el mismo Informe, Bogotá y Medellín, particularmente, ven reducida en dos años la expectativa de vida de su población a consecuencia de los altos niveles de contaminación, atribuibles “principalmente a las emisiones de los vehículos y a la gran congestión de tráfico”.

Como es bien sabido, Colombia adquirió el compromiso de reducir sus emisiones de GEI en un 51% hacia el 2030, pasando de 258 MMT de CO2 equivalente a 169 MMT. El aporte de los biocombustibles para alcanzar esta meta es muy significativo, pues se estima en 2,5 millones de toneladas de CO2 y 13 toneladas de material particulado anualmente la reducción de tales emisiones.

Tanto el etanol como el biodiesel tienen origen en la biomasa y tienen en Colombia como materia prima la caña de azúcar y la palma de aceite. Su cultivo para proporcionar la materia prima a las plantas que lo producen ha impulsado la ampliación de la frontera agrícola. En efecto, el área sembrada de caña de azúcar y de palma se incremento en 46.000 hectáreas y 162.000 hectáreas, respectivamente, y de contera ha generado 150.072 empleos en toda la cadena.

Colombia tiene una ventaja comparativa en relación con otros países productores de etanol y biodiesel, en la medida que el primero se produce a partir de la caña de azúcar y el segundo de la palma. De acuerdo con los estudios comparativos se ha podido concluir que estas materias primas tienen un mejor desempeño energético: el etanol producido con caña de azúcar tienen un rendimiento de 37,74 barriles anuales por hectárea contra el 18,87 del maíz, materia prima utilizada en los EEUU. Entre tanto, el biodiesel producido a partir de la palma tiene un rendimiento de 28,3 barriles anuales por hectárea versus 7,55 de la colza, materia prima utilizada en Europa.

Lo propio podemos decir del balance energético: mientras con la caña de azúcar y la palma registran 8,33 y 9,66, respectivamente, con el maíz y la colza se obtienen 1,8 y 3,71, en su orden.

Y, lo que es más importante, mientras con el etanol producido con caña de azúcar y el biodiesel a partir de la palma reducen las emisiones de GEI el 74% y el 83%, respectivamente, cuando se producen a partir del maíz y la colza sólo reducen tales emisiones el 45% y el 25%, en su orden. Estos resultados están sustentados en el análisis de ciclo de vida contratado por el BID y el Ministerio de Minas y Energía con la Universidad Pontificia Bolivariana y el instituto suizo EMPA.   

Complementariamente, al integrar los biocombustibles a la matriz energética, además de su aporte a partir de las mezclas con la gasolina y el diésel, también hace parte de las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER), generando electricidad a partir de la biomasa.

En este momento, la capacidad instalada de potencia de energía sobrepasa los 800 MW. Ello explica que la participación de los biocombustibles al PIB del país sea del orden de 4,2%, muy cerca del 5% que representa el sector de los hidrocarburos.

Hay, entonces, motivos para celebrar estos primeros 20 años de este caso de éxito en Colombia: los biocombustibles.

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

La multilatina Grupo Energía Bogotá celebra 125 años de historia

El Grupo Energía Bogotá (GEB), que nació en 1896, pasó de ser un jugador local a una multilatina con 11 filiales en energía eléctrica y gas natural en Colombia, Perú, Brasil y Guatemala.

17 de septiembre de 2021.   El Grupo Energía Bogotá, una de las compañías con mayor tradición en el sector energético de Colombia y América Latina, celebró sus 125 años de trayectoria, con un evento en el teatro Julio Mario Santo Domingo, de Bogotá.

Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB, destacó el crecimiento de la compañía, que nació en 1896 en Bogotá, y que pasó de ser un jugador local a una multilatina con presencia en Colombia, Perú, Brasil y Guatemala, con 11 filiales en transmisión de energía eléctrica y transporte y distribución de gas natural.

Ahora, el Grupo se prepara para enfrentar una nueva etapa con la participación en negocios de energías renovables no convencionales y en proyectos para Bogotá, gracias al Acuerdo Marco de Inversión (AMI) anunciado este año, y que permitirá la creación de una compañía que incorporará los activos de Emgesa, Codensa, Enel Green Power y Essa Chile, en Colombia, Panamá, Costa Rica y Guatemala.

Las inversiones de la nueva compañía para los próximos dos años ascenderán a $2 billones, recursos que se destinarán a energías renovables no convencionales y nuevos proyectos para Bogotá. 

Así lo anunció Lucio Rubio, gerente de Enel Colombia, quien señaló que están construyendo parques solares en La Guajira y Cesar que generarán 1.000 megavatios, y esperan tener instalados 7.000 megavatios en energías renovables en 2027. Adicionalmente, construirán 30 nuevas subestaciones para Bogotá con el fin de acompañar el plan expansión de la ciudad y trabajarán en automatización y digitalización de redes, con inversiones que superarán los $500.000 millones. La otra gran apuesta será la movilidad eléctrica.

“No hay muchas empresas en el mundo que hayan cumplido 125 años, como el Grupo Energía Bogotá, con el que tenemos una alianza público-privada que ha sido exitosa y buena para el GEB, para Enel y para Bogotá”, resaltó Rubio.

La alcaldesa Claudia López, por su parte, destacó esta alianza, al señalar que permitirá la creación de una compañía más grande, más innovadora, más diversificada y con mayor proyección, que beneficiará a Bogotá Región con nuevos proyectos.

De otra parte, en el panel ‘Liderazgo y Energía’, María Fernanda Suárez, ex exministra de Minas y Energía, afirmó que es muy importante para el país impulsar las energías renovables no convencionales y el gas natural, con el fin de brindar confiabilidad a la matriz energética y desarrollar temas como el almacenamiento de energía, el hidrógeno y la captura de carbono.

En la misma sesión, María Lorena Gutiérrez, presidente de Corficolombiana, hizo énfasis en la necesidad de tener mayor seguridad en la regulación e incentivos adecuados para el sector energético, al tiempo que cuestionó el hecho que los intereses particulares primen sobre el interés general, lo que termina frenando el desarrollo de proyectos claves para el país. 

Bigitte Baptiste, rectora de la EAN, enfatizó en la necesidad de distribuir mejor las condiciones de bienestar en el país, al llamar la atención sobre los problemas que afronta la alta Guajira, que se podrían agravar como consecuencia del cambio climático. Así mismo, indicó que se necesitan acciones más contundentes para detener la deforestación en Colombia.

Rescate de tradiciones culturales

Durante el evento de los 125 años, y con el acompañamiento de la Orquesta Filarmónica Juvenil de Bogotá, se realizó el lanzamiento del documental ‘La memoria del territorio: rescate del vallenato tradicional’, que busca recuperar las tradiciones del área de influencia de los proyectos que desarrolla Transmisión, del Grupo Energía Bogotá. Ese es el caso de las poblaciones de La Guajira y Cesar, por donde pasará el proyecto de transmisión de energía eléctrica Colectora, que llevará al país las energías renovables que se producirán en esos departamentos.

El documental rescata las obras de siete juglares, quienes con su música se han convertido en embajadores del país. Ellos son: Isaac ‘Tijito’ Carrillo, Andrés Eliécer ‘el Turco´Gil, José Alberto ‘Beto’ Murgas, José María ‘Chema’ Ramos, Ovidio Granados, Rafael Alejandrino Alvarado y Stella Durán Escalona.

Con esta iniciativa, y las que ha puesto en marcha para proteger la riqueza arqueológica del Perú, el apoyo a las mujeres tejedoras de Guatemala y a preservar la cultura gastronómica de La Loma (Cesar), entre muchas otras, el GEB, en línea con su propósito de “mejorar vidas con energía sostenible y competitiva”, seguirá promoviendo el progreso y bienestar de las comunidades y llevando energía y gas natural a las regiones más apartadas, trabajando en energías limpias y proyectos para las ciudades del futuro.

Fuente: GEB

Brasil: inician proyecto de producción de bio-GNV

A partir de septiembre, Adecoagro, una de las principales empresas productoras de alimentos y energías renovables de Sudamérica, reemplazará con bio-GNC el uso de combustibles fósiles en 13 vehículos de la flota de su planta azucarera de Ivinhema en Mato Grosso do Sul, Brasil: siete ligeros, tres utilitarios y tres camiones.

17 de septiembre de 2021.   El combustible renovable se obtendrá a partir del biogás emanado de la vinaza, un derivado de la actividad de transformación de la caña de azúcar en etanol que desarrolla Adecoagro. Este es el resultado de una alianza con Galileo Technologies, una empresa enfocada en proveer soluciones de energía limpia a partir de combustibles gaseosos.

En una primera etapa y a partir del 5% de la vinaza concentrada, se producirán 200.000 metros cúbicos mensuales (Nm3/mes) de bio-GNC para desplazar el consumo 170.000 litros de diésel gracias a la tecnología Microbox-Bio de upgrading de biogás y compresión desarrollada por Galileo Technologies.

En el futuro, se apunta a aprovechar la totalidad de la vinaza y a alcanzar una producción de bio-GNC equivalente a 50 millones de litros anuales de diésel. Además de aumentar la sustentabilidad de todo el proceso de producción azucarera de Adecoagro, el desplazamiento de diésel incrementará la calificación de la empresa en el programa oficial brasileño RenovaBio y le permitirá ingresos adicionales por la emisión de créditos de descarbonización CBios.

Como parte de sus proyectos conjuntos, Adecoagro y Galileo Technologies evalúan la instalación, también en Ivinhema, de una planta de producción de hidrógeno (H2) a partir de biometano. La iniciativa será complementada con una estación de carga de hidrógeno H-Patagonia para abastecer a vehículos impulsados por celdas de combustible. Será un hito mundial, ya que el hidrógeno será 100% renovable en todo su ciclo de vida -es decir, originado a partir de biomasa y libre de emisiones de CO2 en su producción, distribución y emisiones del escape, las cuales se reducen a vapor de agua-.

“Confiamos en los resultados que lograremos con todo el proyecto debido al tamaño de la economía circular. Generaremos energía a partir de fuentes sólidas (bagazo), líquidas (etanol) y gaseosas (biometano), además de cosechar todos los beneficios de (la vinaza como) abono mineral. Las ventajas son muchas: proceso 100% renovable, autosuficiencia, seguridad energética, reducción de emisiones y aumento de la calificación de RenovaBio. Se trata de una nueva transformación en el sector sucro-energético que contribuye a la transición global hacia un futuro de reducción de (las emisiones de) carbono”, señaló Renato Junqueira Santos Pereira, vicepresidente de Azúcar, Etanol y Energía de Adecoagro.

“La producción de alimentos genera un 40% de las emisiones de metano del planeta, según las Naciones Unidas, y las mismas tienen un efecto potencial sobre el calentamiento global que es de 28 a 36 veces mayor al aportado por el dióxido de carbono. Es decir, que podemos dejar de consumir combustibles fósiles, que alcanzan a un 35% de las emisiones de metano, pero aun tendremos un gran agente de retención de calor si no contemplamos las emisiones originadas en las actividades agropecuarias −así como también las de los residuos orgánicos, que contribuyen con un 20%−. Con este proyecto nos proponemos retirar ese tipo emisiones del ambiente para ofrecer energía negativa en carbono”, dijo Osvaldo del Campo, CEO de Galileo Technologies.

“El propósito y el nivel de integración entre las dos compañías es pionero en bio-GNV y también lo será en producción verde de hidrógeno. Este gas alberga una gran promesa, ya que al ser consumido solo emite vapor de agua, pero solo el 0,1% del hidrógeno disponible mundialmente proviene de fuentes renovables y de procesos libres de emisiones de gases de efecto invernadero. Aquí, nos proponemos aportar un hidrógeno totalmente limpio desde la fuente al consumo”, concluyó del Campo.

Fuente: Galileo Technologies

Agentes piden un ‘fast track’ para el sector del gas natural

En el foro ‘Retos del gas natural en la Transformación Energética de Colombia’, realizado en la pasada Enercol, los agentes coincidieron en que se debe hacer una acción rápida, un fast track que resuelva los problemas del sector y vuelva a recuperar su dinamismo.

17 de septiembre de 2021.   Si bien, el programa de masificación del gas natural en Colombia fue un caso de éxito, hoy el sector se encuentra en un atolladero: las reservas caen año a año y aún no despegan las oportunidades que tiene el país en yacimientos no convencionales y en el off shore; la planta de regasificación del Pacífico sigue encallada en la polémica; las obras de conexión y expansión del sistema de transporte se estrellan con la regulación y la remuneración; y los grandes consumidores (térmicas e industriales) se ven sometidos a un engorroso y limitante proceso de negociación y suministro, que los ha llevado a desistir de nuevos proyectos y a sustituir el gas por otros combustibles.

Todo lo anterior, enmarcado en un aumento de los precios del energético, han hecho que el sector pierda competitividad y haya entrado en una etapa de marchitamiento.

En el foro ‘Retos del gas natural en la Transformación Energética de Colombia’, en la pasada Enercol, realizada por ACIEM el 15 y 16 de septiembre, los agentes coincidieron en que se debe hacer una acción rápida, un fast track que resuelva los problemas del sector, de cara a que cumpla su papel como energético de transición.

En ese sentido, Henry Navarro, experto de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), señaló que frente a la declinación de los campos de La Guajira y el piedemonte llanero, entre 2022 y 2032 se debe dar una transición de fuentes. “El reto más importante del sector es atender la demanda en este decenio”, dijo.

Por su parte, Alexandra Hernández, vicepresidente de Asuntos Económicos y Regulatorios de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), dijo que el país tiene potencial de gas, pero las señales que se le dan al mercado, que solo ven las reservas probadas, da la sensación de que hay escasez.

Según Hernández, “el país debe apostarle al desarrollo de sus recursos, pues hay descubrimientos certificados, que son más del doble de las reservas probadas, pero que por alguna contingencia no son comercializables.”

Además, señaló que mientras la demanda crece en el interior, la producción aumenta en la costa Caribe, luego se debe mirar cómo se atiende la conexión de los dos sistemas de transporte, una obra sencilla pero que se está discutiendo desde 2017. “Esta es una apuesta que el país debería dar de manera prioritaria”, señaló.

Yeimy Báez, vicepresidente de Gas de Ecopetrol, confirmó que la empresa realiza inversiones en gas por 1.300 millones de dólares entre 2021 y 2023. El 50% de ese monto se invertirá en el piedemonte llanero, donde los campos maduros están declinando, pero también señaló que esa producción se está reponiendo, al punto que las reservas de Ecopetrol tienen una vida útil de diez años, frente a los 7,7 años del país.

También señaló que Ecopetrol, uno de los mayores consumidores de gas del país (24%), hizo esfuerzos para reducir ese consumo tanto en campos como en refinerías y aumentó sus volúmenes de oferta de gas natural, lo que llevó a la UPME a replantear sus proyecciones de déficit del 2024 al 2026.

“En efecto, en los dos últimos procesos de comercialización de gas de largo plazo para el interior, la oferta fue mayor que la demanda. Los volúmenes que estamos poniendo en el interior son suficientes para renovar los contratos y la oferta es superior a lo que requiere el país”, dijo Báez.

Acerca de la importación, señaló que es una alternativa que el país necesita; “sin embargo ese gas debe llegar de una manera eficiente, no por cargos de confiabilidad, pues sería contrario a lo que estamos buscando y lo pagaríamos todos. Existen cadenas logísticas más eficientes que pueden cubrir esos mercados y Ecopetrol está dispuesta a invertir a riesgo”.

Al respecto anunció que la empresa explora la posibilidad de importar gas natural licuado (GNL) a pequeña escala de forma modular, con capacidades de a 20 GBTU por módulo, e ir creciendo de acuerdo con la demanda.

En representación de la generación térmica, Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de ANDEG, recordó que las térmicas son el principal consumidor de gas en el país, pues en un año de Fenómeno del Niño, consumen entre el 40% y el 50% del total del país.

Según Castañeda, el problema es la inestabilidad en la forma como el sector consume el gas natural. En un año hídrico normal las térmicas consumen entre 200 y 250 millones de pies cúbicos diarios (MPCD); en época de Niño ese consumo se duplica y además está el tema de la intermitencia de la generación solar y eólica; es decir, las térmicas seguirán jugando su rol de respaldo al sistema eléctrico.

El tema que no cuadra es cómo hacer comercializable el gas que requieren, pues desde 2008 las térmicas del interior se vieron obligadas a respaldar con líquidos, mientras que para las de la costa, la planta de regasificación se convirtió en el respaldo, aunque entró un año tarde, en 2016, cuando el Niño se presentó en el 2015.

“El tema de confiabilidad es un problema en cualquier sector, un sistema ciento por ciento infalible siempre va a costar, pues no queremos que suceda lo que pasó hace 15 días”, dijo Castañeda, haciendo alusión a los cortes en el servicio que se dieron en el interior del país por contingencias en los Llanos.

“En los últimos 15 años se ha dicho que tenemos gas pero la comercialidad no llega a los agentes más relevantes que son las térmicas, luego se deben explorar alternativas. Debemos tener un aseguramiento eficiente y rentable”, dijo.

Agregó que se deben “tomar decisiones apropiadas y muy prontas, pues demoras en las decisiones terminan pagándolas los usurarios o los sectores, por no tener una solución estructural a unos problemas que se vienen discutiendo desde hace mucho tiempo.”

El espejo de los precios

Pareciera que toda la problemática del sector confluyera en el tema de la regulación, los precios y la tarifas. Efectivamente, estos han venido subiendo a lo largo de toda la cadena, al punto que hoy los usuarios residenciales del occidente del país están pagando tarifas de más de 18 dólares por millón de BTU, una tarifa similar a la que pagan los residentes en Alemania, que tiene que importar el gas de Rusia y Catar.

“El precio del gas en Colombia ha venido subiendo mientras en el mundo baja, por lo que está perdiendo competitividad en el país”, dijo Julián García, moderador del foro, quien agregó que eso ha hecho que muchos consumidores del Valle se estén pasando a cocinar con electricidad y a que un 40% de taxistas hayan regresado a la gasolina, al igual que algunos industriales volvieron a utilizar carbón en sus procesos.

Yeimy Báez agregó que hay una problemática en el suroccidente, pues mientras una familia de estrato 1 en Medellín paga una factura de 12 mil pesos, en Buenaventura pagan 27 mil pesos. “Hay red, pero la gente no se conecta.”

La situación fue corroborada por Juan Pablo Henao, vicepresidente de Desarrollo Comercial de TGI, quien señaló que “la sensación de escasez ha echo que los precios del productor de 2 dólares que teníamos ahora están entre 5 y 6 dólares por millón de BTU… Si actuamos desde el origen, con precios más competitivos, podemos recuperar los 200 MPCD que pedimos con las térmicas al respaldar con líquidos.”

En cuanto a las tarifas de transporte dijo que hoy se paga por tramos, pero sugiere que se cambie por otro sistema que puede ser la estampilla o tarifas por acceso y por salida. “Un ambiente competitivo puede mejorar la oferta, pues hoy con cargos por distancia el transporte pesa entre 20 y 25% en el costo final”, dice Henao.

Soluciones

“Ver a los privados buscando salidas a estos cuellos de botella, que son muy complejos, es una situación que no agobia a todos”, dijo Castañeda, por lo que Alexandra Hernández coincidió en que “se requiere un fast track urgente para destrabar proyectos de nueva oferta y agilizar su entrada al mercado.”

Agregó que se debe dar una discusión y revisión pronta de la metodología de transporte, para que sea indiferente el puto de entrada a los sitios de consumo. En el tema regulatorio, señaló la imposibilidad y sofisticación de los contratos, que hacen difícil que el mercado primario acceda directamente a los productores, generando sobrecostos en la demanda regulada.

Para Báez, debe haber flexibilidad, “la posibilidad de segmentar mercados, de vender en los tiempos y plazos que los clientes necesitan. Hoy las barreras para grandes productores que tienen campos mayores no se acompasan con lo que el mercado necesita. La flexibilidad promueve la competencia y la competencia genera eficiencia”, concluyó.

WLPGA: “Colombia será uno de los líderes de GLP en la región”

Entrevista a James Rockall, CEO y Gerente General de la Asociación Mundial del GLP (WLPGA por su sigla en inglés), quien habla del panorama nacional e internacional del sector del Gas Licuado del Petróleo (GLP). 

16 de septiembre de 2021.   La Asociación Mundial del GLP es el gremio que representa a la industria del Gas Licuado del Petróleo (GLP) a nivel mundial. Con sede en París (Francia), esta asociación reúne a más de 300 compañías y entidades de la industria del GLP en 125 países, y también a 30 gremios nacionales como la Asociación Colombiana del GLP (GASNOVA).  

James Rockall, CEO y Gerente General de WLPGA, habló de las perspectivas del GLP en Colombia y a nivel internacional. Rockall  será uno de los 18 invitados internacionales del 3er. Congreso Internacional del GLP – Clean Energy, organizado por GASNOVA, que se realizará el 10 y 11 de .

¿Qué significa para usted participar por primera vez en el Congreso Internacional de GLP de Colombia? 

Me siento verdaderamente honrado de haber sido invitado. Colombia es un mercado de GLP exitoso, en crecimiento y con un gran potencial. Espero que mi participación pueda apoyar el mayor desarrollo del GLP en Colombia.  

¿Cómo ve a Colombia en el uso de GLP, con respecto a otros países?   

En 2006, la World LPG Association apoyó activamente al gobierno colombiano en la regulación del GLP, particularmente en lo que respecta a la propiedad de cilindros y el uso de marca. Desde entonces, Colombia ha sido un foco de inversión extranjera directa en el sector y, como resultado, ha crecido de manera sostenible. La reciente inversión en AutoGLP y generación de energía eléctrica podría convertir a Colombia en uno de los líderes en el uso del GLP de la región.  

¿Por qué el GLP se considera un combustible ambientalmente sostenible? 

El Consejo Mundial de Energía ha definido que la energía para un futuro sostenible debe ser aceptable, disponible, accesible y asequible. En este contexto, el GLP puede ciertamente considerarse sostenible. El GLP emite un 50% menos de CO2 que el carbón y prácticamente no produce partículas. Con la introducción del GLP renovable (BioGLP), las emisiones se pueden reducir en un 80%, permitiendo la infraestructura de GLP existente para ser reutilizado como combustible bajo en carbono. El GLP está disponible y accesible en virtud de ser un subproducto del petróleo y el gas y, ahora, de la producción de biocombustibles. Dada su portabilidad, el GLP es accesible para todos los consumidores, ya sea dentro o fuera de la red o en áreas remotas. 

¿Cuáles son las razones por las que su consumo se está extendiendo a otros usos fuera del residencial, comercial e industrial? 

El GLP es una energía excepcional. Sus mercados tradicionales, como el doméstico, se han centrado en su portabilidad y quema limpia. Cada vez más estas características se valoran en otros segmentos de uso final, en particular porque estos segmentos se ven sometidos a presiones regulatorias para reducir las emisiones de carbono y reducir las emisiones totales. En algunos mercados, la presencia de infraestructura existente de los sectores doméstico o comercial pueden reducir las barreras de entrada al uso de GLP en otros segmentos como la generación de energía eléctrica o el transporte.

¿Por qué el GLP es tan competitivo en comparación con el gas natural para uso vehicular?                                                                                                                         

Hay varias razones. En primer lugar, el costo de la infraestructura de GLP es mucho más bajo que el GNC (Gas Natural Comprimido) ya que el GLP se transporta y distribuye como líquido. Sus costos son comparables con los de la distribución de combustibles líquidos, aunque los beneficios de uso son idénticos a los de un combustible gaseoso. Por ejemplo, el costo de instalar un tanque, una bomba y un surtidor para AutoGLP es aproximadamente un tercio del costo de instalar dispensadoras de GNC con la misma capacidad. Además, los costos de los vehículos con GNC pueden ser más altos debido a la necesidad de tanques de alta presión.  

¿Por qué se está extendiendo el uso de GLP en motores de embarcaciones marinas?    

Las regulaciones, como las que ahora impone la Organización Marítima Internacional (OMI), requieren que muchos empresas propietarias de buques reduzcan las emisiones de sus operaciones. Una revisión de las diversas alternativas al fuel oil o al diésel, revela que el GLP es la solución más rentable y que no requiere desarrollo tecnológico para su comercialización. La disponibilidad de infraestructura de reabastecimiento de combustible en los puertos también es una consideración importante. La realidad es que el GLP está disponible en todos los países del mundo y el costo del abastecimiento de NautiGLP (combustible náutico a base de GLP) en un puerto es mucho menor que, por ejemplo, el GNL (Gas Natural Licuado). El mercado marítimo se está expandiendo rápidamente en el segmento de transporte de GLP, pero se espera que también se expanda al segmento de portacontenedores (buques de carga) y al de cruceros (buques de pasajeros). 

¿Por qué se está esparciendo GLP para usos como las centrales termoeléctricas?        

El GLP es una energía única y excepcional. Transportado y almacenado como líquido, pero consumido como gas, el GLP puede ofrecer en la generación eléctrica unas emisiones más bajas y limpias frente a muchas alternativas actualmente disponibles. Por ejemplo, en comparación con el diésel que se usa comúnmente en sistemas descentralizados, el GLP demuestra una reducción del 30% en NOx (dióxido de nitrógeno), un 85% menos de emisiones de partículas y una reducción del 95% en SOx (Óxidos de azufre). Además, en comparación con el diésel, el GLP puede reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en casi un 25%. Con el desarrollo del GLP renovable (BioGLP), las emisiones de carbono pueden reducirse en un 80% más en comparación con el GLP tradicional, mientras utilizan la misma infraestructura y generadores. Además, a medida que crece la generación de energía renovable, también lo hará la necesidad de generación de respaldo y aquí el GLP es el socio ideal para las energías renovables.  

¿Por qué el GLP es eficiente para el transporte de carga?          

El costo de instalar la infraestructura de reabastecimiento de combustible y convertir los camiones pesados es significativamente menor para el autogás en comparación con otras alternativas. Por ejemplo, en comparación con el gas natural comprimido, el AutoGLP tiene un costo significativamente menor, en gran parte debido a los costes adicionales de tanques de GNC que han de ser más pesados y más fuertes debido a sus presiones de trabajo. Otras alternativas, como la electricidad, simplemente no están suficientemente desarrolladas comercialmente o incluso técnicamente. El GLP sigue siendo el combustible de transporte alternativo más atractivo para generar emisiones significativamente más bajas y, dependiendo del precio relativo del diésel, puede proporcionar costos operativos generales más bajos. 

Relevo en la gerencia de Gasoriente

Asume la gerencia de Gasoriente el administrador de empresas, Juan Felipe Rojas Serrano, quien cuenta con más de 12 años de experiencia en el área comercial, administrativo y mercadeo. 

16 de septiembre de 2021.   Un relevo en la gerencia de Gasoriente fue anunciado por Grupo Vanti, tras realizar el proceso de jubilación de la gerente saliente de esta filial, Luz Nayibe Carrillo, quien estuvo al frente de la organización por más de 30 años.

A la gerencia de Gasoriente llega Juan Felipe Rojas Serrano, administrador de empresas de la Universidad Autónoma de Bucaramanga (UNAB), y especialista en Gerencia Comercial con Énfasis en Ventas, de la Universidad de La Sabana.

Rojas Serrano cuenta con más de 12 años de experiencia en el área comercial, administrativo y mercadeo. Fue gerente comercial de Gecolsa y con anterioridad, también fue gerente comercial de la firma Casa Inglesa S.A.

Gasoriente, filial de Vanti, cuenta con más de 335.000 clientes en Santander y eñl sur del Cesar, que disfrutan del servicio de gas natural mediante una red de distribución de 2.809 kilómetros.

Un nuevo entorno para el mercado del GLP

Como tomador de precios y dependiente de lo que pase en el mercado internacional, Colombia, y en general Latinoamérica, no tiene mucho margen de maniobra sobre el mercado del GLP.

16 de septiembre de 2021.   En las actuales condiciones, y frente a un desabastecimiento del mercado anunciado por parte de Ecopetrol, Colombia dependerá cada vez más de las importaciones y en consecuencia entrará en un proceso de pasar de un precio paridad exportación a uno de paridad importación para establecer las tarifas del gas licuado del petróleo (GLP), así se desprende del análisis hecho por Adrián Calcaneo, director Ejecutivo de Líquidos del Gas Natural para América Latina de IHS Markit, durante el webinario `Nuevas tendencias del GLP’, organizado por Gasnova.

En adelante los agentes deberán monitorear permanentemente el comportamiento del mercado mundial y específicamente la cotización Mont Belvieu, con el cual se calculan los precios internos del combustible, y hacer así proyecciones del mercado.

En primer lugar, el butano y el propano, los componentes del GLP, son subproductos tanto de la refinación de crudo como del procesamiento de gas natural. En consecuencia, una primera variable en la raíz de la cadena es la producción.

A nivel global, el GLP proviene en un 73% del gas natural y un 27% de la refinación, luego lo que pase con la producción de gas natural impactará directamente en el mercado.

Como Colombia importa el GLP de los Estados Unidos, el suministro es sensible a lo que pase con la producción de gas natural, especialmente de shale, en ese país. A mayor producción los precios de GLP bajarán y a menor producción subirán.

En la actualidad el precio del galón de propano registra cotizaciones históricamente altas, por encima del dólar. “Lo preocupante es que a corto plazo esta situación no va a cambiar”, señala Adrián Calcaneo.

Otro factor que afecta a Colombia es la demanda mundial. En los últimos años Asia ha aumentado su demanda, especialmente por el crecimiento exponencial de nuevas plantas petroquímicas en China. En enero de 2020 la petroquímica china consumía un millón de toneladas al mes, hoy consume dos millones y para finales de 2022 serán 2,5 millones de toneladas.

En 2019 Asia representaba el 38% de la demanda mundial de GLP; para finales de 2022 representará el 44%. Esto mantendrá presiones sobre las cotizaciones. En efecto, a comienzos de 2020 el galón de propano estaba alrededor de los 30 centavos de dólar, a finales de 2021 se encuentra en un dólar con 20 centavos.  

“En síntesis, la demanda viene creciendo, pero la oferta se contrajo por el doble choque de 2020 de precios bajos de los hidrocarburos y la pandemia de la Covid-19, luego los precios solo bajarán hasta que la oferta mundial se recupere”, concluye  Calcaneo.

Así las cosas, la situación se torna compleja para Colombia, en momentos en que el consumo de GLP viene creciendo y se dio vía libre para su uso como combustible automotor y para impulsar el programa de sustitución de leña.

Con una demanda pequeña, de 65.000 toneladas al mes, el país está expuesto al vaivén de lo que suceda en el mercado internacional del GLP.

ACIEM: El gas natural está perdiendo competitividad

En opinión del presidente de ACIEM, también preocupa el tema del aprovisionamiento de gas natural y el plan del Gobierno de instalar una Planta de Regasificación en la costa Pacífica.

15 de septiembre de 2021.   “Nos preocupa la pérdida de competitividad del gas natural frente a otros energéticos, lo cual ha generado como consecuencia que la industria nacional también pierda competitividad; se subutilice la infraestructura de gasoductos y que se haya regresado al uso de combustibles líquidos más contaminantes e ineficientes”: así lo declaró Ismael E. Arenas, presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), en el acto de instalación de la XXXVIII Conferencia Energética Colombiana, ENERCOL 2021.

En opinión del presidente de ACIEM, sumado a lo anterior también preocupa al gremio el tema del aprovisionamiento de gas natural y el plan del Gobierno de instalar una Planta de Regasificación en la Costa Pacífica.

Para Arenas: “La expansión basada en la nueva Planta de Regasificación del Pacífico es ineficiente, costosa y riesgosa para el país. Es importante garantizar el aprovisionamiento del mercado, para lo cual se debe utilizar la opción de mínimo costo, por lo que es necesario identificar mayores reservas de gas natural, costa afuera y en tierra firme e incentivar su desarrollo, así como articular el acceso al mercado internacional”.

Para el directivo gremial, es urgente limitar o eliminar las posiciones dominantes y la integración vertical en el transporte, distribución y comercialización; evaluar la conveniencia de tener un solo mercado nacional integrado; concretar los pilotos de fracking y las oportunidades para el gas natural en el mediano y largo plazo.

PEN y plantas nucleares

En cuanto al Plan Energético Nacional (PEN) 2020-2050, ACIEM llamó la atención sobre la propuesta de construir al 20230 una planta nuclear para incorporarla al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

“No son claras las razones por las cuales el PEN 2020-2050 propone construir una planta nuclear de 2.000 megavatios, con los altos costos que implicaría su construcción y los riesgos implícitos en este tipo de proyectos, tanto a nivel social como ambiental”: enfatizó Arenas.

En opinión de ACIEM, la incorporación de plantas nucleares no sería una opción viable y útil, más aún cuando Colombia tiene una matriz energética amplia y diversa.

Proyectos hidroeléctricos

En el caso del futuro de los proyectos hidroeléctricos, el presidente de ACIEM explicó que se debe tener en cuenta el importante potencial para generación hidráulica con que cuenta el país.

“No tendría sentido dejar de lado ese potencial; es innegable que los problemas de Hidroituango han incidido en la actual percepción negativa respecto a la construcción de nuevos proyectos de esta naturaleza. Se plantea que por razones ambientales no se deberían desarrollar en el futuro, lo cual, en opinión de ACIEM, sería un error y un desperdicio de recursos disponibles”, agregó el directivo.

Carbón

Respecto al carbón, ACIEM declaró en ENERCOL que siendo un recurso abundante en el país, confiable y económico, las autoridades deberían incluirlo en la matriz eléctrica, y no descartarlo en aras de una tendencia mundial, sin medir las consecuencias para la economía y la matriz energética del país.

“Existen países como Japón que han realizado un uso intensivo del carbón en sus sistemas de producción y desde ACIEM creemos que las lecciones aprendidas en ese país deberían ser útiles para Colombia, en la construcción de una visión propia acerca de la forma como este energético se podría aprovechar teniendo reservas para más de 200 años”: manifestó Arenas.

Y añadió: “Somos conscientes de que Colombia debe diseñar su propia estrategia en el tema del carbón, incluyendo el sector eléctrico, las exportaciones y la carboquímica, sin que ello implique restar importancia, a la creciente demanda de las energías renovables no convencionales”.

Transición Energética

En cuanto a la Ley 2099 de Transición Energética, ACIEM señaló que la misma compromete al Ministerio de Minas y Energía con un sinnúmero de tareas relacionadas con la declaratoria de proyectos de interés nacional y estratégico; el desarrollo de la energía geotérmica; los energéticos alternativos de origen orgánico y/o renovable; incentivos a la movilidad eléctrica; impulso a los vehículos de bajas y cero emisiones en el transporte terrestre; el desarrollo del hidrógeno; el sistema público de proyectos, y la implementación del fondo de energía FonEnergía.

Finalmente, en opinión de ACIEM, es necesario fortalecer la capacidad institucional del Ministerio de Minas y Energía para lograr cumplir con estos objetivos y que sus desarrollos sean acordes a la realidad del sector y del país, dado que Colombia llegará a la próxima Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, COP26, con el compromiso de reducir en un 51% las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de cara al 2030.

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