Aplazan para finales de 2021 la adjudicación de la regasificadora del Pacífico

En un proceso que ya va a completar cuatro años, nuevamente se aplazó la adjudicación del contrato para la construcción de la planta de regasificación del Pacífico y el gasoducto Buenaventura-Yumbo.

16 de junio de 2021.   De acuerdo con la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), “la entidad ha incluido los ajustes que considera pertinentes frente a las consultas, comentarios y solicitudes de modificación sobre los Documentos de Selección del Inversionista de la Convocatoria Pública UPME GN 01 – 2020 en lo relacionado con la modificación del cronograma del proceso de selección del Inversionista y del Auditor.”

En tal sentido, la adjudicación al inversionista ya no será en junio, como lo había anunciado recientemente el ministro de Minas y Energía Diego Mesa, sino a finales de año. Con esta decisión, el proceso de selección completaría cuatro años desde que en diciembre de 2017 fueron publicados los estudios de ingeniería y a comienzos de 2018 salió la convocatoria para la “selección de un inversionista para la prestación del servicio de almacenamiento de GNL, regasificación, transporte de gas natural y servicios asociados de la infraestructura de importación de gas del Pacífico.”

De acuerdo con el nuevo cronograma, los proponentes tendrán plazo hasta el 21 de octubre de 20121 para presentar los sobres 1 y 2, correspondientes a las propuestas Técnica y Económica; y el 16 de noviembre, en audiencia pública, la CREG presentará el valor máximo de adjudicación y se abrirán los sobres número 2 para seleccionar al inversionistas.

Las contraofertas se podrán presentar hasta el 23 de noviembre y el 16 de diciembre se hará la audiencia pública para seleccionar al inversionista, esto en caso que se presenten contraofertas.

Recordemos que la planta de regasificación estará ubicada en el puerto de Buenaventura, con una capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios y un almacenamiento de por lo menos 170.000 metros cúbicos. Igualmente, incluye la construcción de un gasoducto desde el puerto hasta Yumbo, con una extensión de 110 kilómetros. El costo estimado de las obras es de 800 millones de dólares y se espera que entren en operación a finales de 2024.

Contraloría alerta por pérdidas cercanas a $1 billón en sector de Energía

De acuerdo con la entidad, miles de activos energéticos de la Nación no tienen el registro de administrador correspondiente, y se presentan esquemas que no garantizan la sostenibilidad de los proyectos de Sistemas Solares Fotovoltáicos, donde se han invertido millonarios recursos.

15 de junio de 2021.   La Contraloría General de la República alertó por posibles pérdidas en el sector de Minas y Energía por un monto de hasta un billón de pesos.

La Contraloría Delegada para el sector de Minas y Energía, en desarrollo de varias Actuaciones Especiales de Fiscalización y de Auditorías Financieras realizadas en el primer semestre de 2021, estableció situaciones administrativas en siete de las entidades vigiladas que le llevó a establecer 10 alertas de control interno ante el posible riesgo de pérdida de recursos públicos si sobre dichas situaciones no se toman las medidas pertinentes y oportunas.

Las alertas levantadas, la causa y el impacto económico en cada una de las entidades vigiladas son: 

1. REFICAR: 1.956 activos de los 37.992 registrados por la Sociedad Refinería de Cartagena S.A.S. en las dos sociedades SAP a diciembre 31 de 2020, no tienen administrador responsable de los mismos. Impacto económico: US$162.128.045 ($583.660.962.800).

2. Ministerio de Minas y Energía – Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas (FAZNI): De acuerdo con la Contraloría, se presentan esquemas que no garantizan la sostenibilidad de los proyectos de Sistemas Solares Fotovoltaicos (SFV) generando la pérdida o deterioro anticipado de los activos, sumado a una regulación transitoria de tarifas y subsidios. Además, del desconocimiento de las condiciones de la infraestructura de los SFV y su funcionamiento. Impacto económico: $281.404.775.734.  

3. CENIT Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S.: No realiza la retención del tributo ordenado del 5% en los contratos de obra pública suscritos por la entidad. (Ley 1106/06 Art.6º). Impacto económico: $41.010.212.362,60. 

4. ECOPETROL: Durante la vigencia 2020 no ejerció la oportuna acción de repetición tendiente a la recuperación de los recursos pagados en diferentes procesos en los cuales fue vencida en litigio, al igual que en algunos acuerdos conciliatorios en los cuales debió indemnizar a la parte demandante. .

Adicionalmente, en ninguno de los casos en los cuales la decisión de Comité de Defensa Judicial y Extrajudicial de Ecopetrol fue la de no iniciar la Acción de Repetición, se evidenció el cumplimiento por parte del Comité de lo establecido en el Decreto 1069 de 2015, en el sentido de informar al coordinador de los agentes del Ministerio Público ante la Jurisdicción en lo Contencioso Administrativo la decisión de no instaurar la acción de repetición, anexando copia de la providencia condenatoria, de la prueba de su pago y señalando el fundamento de dicha decisión. Impacto Económico: $20.465.227.110. 

5. Oleoducto Central S.A. (OCENSA): No realiza la retención del tributo ordenado del 5% en los contratos de obra pública suscritos por la entidad (Ley 1106/06 Art.6º). Impacto económico: $9.547.130.423. 

6. ECOPETROL: No realiza la retención del tributo ordenado del 5% en los contratos de obra pública suscritos por la entidad. Impacto económico: $7.393.404.2917.  

7. Centrales Eléctricas de Nariño (CEDENAR): La entidad no realiza la retención del 5% de la contribución especial sobre los contratos de obra pública. Impacto económico: $2.001.944.800. 

8. Centrales Eléctricas de Nariño y Ministerio de Minas: Si bien la Ley 1940 de 2018 faculta al Ministerio de Minas y Energía para disponer de los recursos para Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) de las centrales de generación de las Zonas No Interconectadas (ZNI), no se justifica continuar realizando estas erogaciones, teniendo en cuenta que según indicaciones de CEDENAR “algunos de los activos se encuentran como no operativos y otra porción, si bien están operativos, ya han cumplido su vida útil y en la actualidad podrían ser más costosos sus mantenimientos”, y estos municipios desde el 2018 ya se encuentran conectados al Sistema Interconectado Nacional. Impacto económico: $1.814.110.964. 

9. Oleoducto de Colombia S.A: No realiza la retención del tributo ordenado del 5%, en los contratos de obra pública suscritos por la entidad. Impacto económico: $822.308.878.  

10. Centrales Eléctricas de Nariño (CEDENAR): El comportamiento de la cartera por concepto de arrendamientos operativos evidencia acumulación de saldos sin gestión de cobro por parte de la empresa, omisión en la supervisión y seguimiento al cumplimiento de las obligaciones pactadas, así como también en la aplicación de las cláusulas octava y décima segunda de los contratos, poniendo en riesgo los ingresos de la entidad. Impacto económico: $263.021.535.

Fuente: Contraloría General de la República. 

CMS Rodríguez-Azuero integra a Yáñez & Asociados al equipo de Derecho Energético

Con esta integración la firma tendrá 11 socios con los que, junto con sus equipos, seguirá consolidándose en el mercado legal colombiano. En la foto, de izquierda a derecha: Álvaro Josué Yáñez (hijo), Edna Guillén, Carmen Palomeque, Carolina Mujica, Yadiris Gómez, Álvaro Yáñez.

15 de junio de 2021.   Tras 40 años de liderazgo en el mercado legal y con el propósito de robustecer la oferta de servicios de CMS Rodríguez-Azuero, la firma tomó la decisión de integrar a Yáñez & Asociados, en cabeza de Álvaro Yáñez Peñaranda y Álvaro Josué Yáñez Alsina, para reforzar el equipo de Energía y Derecho Energético, con foco en impulsar los temas relacionados con energías renovables, electricidad, gas y petróleo.

“Nuestro trabajo inicial en el diseño e implementación de mercados energéticos modernos, significa que CMS no es simplemente un asesor de transacciones o proyectos, sino que ayudará a desarrollar el futuro de los clientes; esta es una de las razones principales por la que decidimos integrar a Yáñez & Asociados a nuestra firma: brindarles una asesoría de la más alta calidad junto con un servicio que se destaque por su experiencia y conocimiento en el mercado”, afirmó Juan Camilo Rodríguez, socio Director de CMS Rodríguez-Azuero.

Álvaro Yáñez ha sido asesor de distintas compañías nacionales y extranjeras de los sectores público y privado, incluyendo instituciones financieras, petroleras, industriales y comerciales. De igual forma, ha sido miembro de la Junta Directiva del Banco Franco Colombiano, de la Cámara de Comercio Colombo Francesa y fue miembro fundador de la Cámara de Comercio Colombo Chilena. También se ha desempeñado como profesor de derecho comercial en la Universidad del Rosario y en la Universidad Santo Tomás.

Por su parte, Álvaro Josué Yáñez fue gerente Legal en Pacific Exploration & Production Corp. (hoy Frontera Energy) y actualmente es miembro de Junta Directiva de las compañías canadienses Khiron Life Sciences Corp., y de Momentous Capital Corp. Igualmente, ha sido coordinador académico del programa internacional de petróleo y gas de la Universidad de los Andes y profesor titular de la cátedra de Fuentes de las Obligaciones en la Universidad del Rosario.

“Yáñez & Asociados se integra al equipo de CMS Rodríguez-Azuero con el propósito de unir fuerzas y experiencia en beneficio mutuo y de los clientes de ambas firmas. Consideramos que, en estos tiempos de retos, la consolidación de firmas con más de 40 años de experiencia cada una representa no solo una inmensa oportunidad, sino un voto de optimismo y confianza en los negocios que conjuntamente podremos apoyar en sector de energía en Colombia. En el proceso de toma de decisión entendimos que este es uno de esos casos especiales donde 1+1 es más que dos”, concluyó Álvaro Josué Yáñez, socio de CMS Rodríguez-Azuero.

Con la vinculación de los socios y el equipo de Yáñez & Asociados, que complementa las demás decisiones estratégicas que ha tomado la firma en los últimos años, CMS Rodríguez-Azuero queda conformada por 11 socios y espera crecer en un 20% la facturación total de la firma y un 30% en utilidades.

Convocan tercera subasta de energía renovable para finales de 2021

En la subasta podrán participar proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) que tengan una capacidad igual o mayor a 5 MW. Los proyectos que logren asignaciones deben comenzar a cumplir con sus obligaciones de suministro de energía eléctrica a partir del 1 de enero de 2023 y por un período de 15 años.

11 de junio de 2021.   El Ministerio de Minas y Energía dejó en firme la convocatoria para realizar la tercera Subasta de Contratos de Largo Plazo de energía renovable no convencional antes del 31 de octubre de 2021 por parte del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).

“Esta nueva subasta será un gran aporte a la reactivación sostenible del país y nos permitirá seguir consolidando a Colombia como un referente regional en transición energética. En cerca de tres años hemos aumentado más de ocho veces la capacidad instalada del país en proyectos de fuentes no convencionales de energía renovable y para 2021 nuestra meta es llegar a 1.000 MW gracias a la entrada en operación de alrededor de 80 proyectos adicionales”, dijo el ministro de Minas y Energía Diego Mesa.

En esta subasta podrán participar proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) que tengan una capacidad igual o mayor a 5 MW y estén inscritos en el registro de proyectos de generación de energía eléctrica de la UPME, mínimo en la fase 2. Además, deberán contar con el concepto de conexión a la red de transmisión nacional o transmisión regional aprobado por la UPME.

También podrán participar proyectos que hayan adquirido obligaciones en las subastas de Cargo por Confiabilidad y de Contratos de Largo Plazo de 2019 sólo si desean presentar ofertas para el bloque 3, que va desde las 5:00 pm hasta las 12:00 am, el horario de mayor consumo de energía.

Los proyectos que logren asignaciones en esta subasta deben comenzar a cumplir con sus obligaciones de suministro de energía eléctrica a partir del primero de enero de 2023. El período del suministro será de 15 años, de acuerdo con lo establecido en los contratos financieros que se firmarán.

Para esta nueva subasta, los participantes en calidad de compradores no tendrán condiciones que limiten la oferta con la que deseen participar, mientras que la oferta de los vendedores no podrá superar la capacidad instalada de su proyecto de generación.

Finalmente, los proyectos de generación que resulten adjudicados tendrán la posibilidad de prórroga hasta por dos años la fecha de puesta en operación, sin que se ejecute la garantía. Sin embargo, el generador estará en la obligación de cumplir con los compromisos de energía adquiridos durante este tiempo.

Fuente: Minminas

La ANH ofrece 32 bloques en la Ronda Colombia 2021

En la cuarta ronda del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), la ANH ofrece a la industria petrolera 32 bloques.  

10 de junio de 2021.   Veinte bloques de exploración y producción (E&P), 8 áreas de contratos evaluación técnica (TEA) y 4 bloques nominados por la industria son las áreas que ofrece la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la cuarta ronda de PPAA, denominada Ronda Colombia 2021.

Según el presidente de la ANH, Armando Zamora, en las anteriores tres rondas se adjudicaron más de 35 bloques, con lo cual se aspira a reactivar el sector de hidrocarburos en Colombia, luego que en los cinco años anteriores a 2018 no se adjudicaron áreas.

Las 28 áreas ofrecidas por la ANH cuentan con un completo estudio técnico con la información geológica. Las áreas se encuentran en nueve cuencas: Valle Medio del Magdalena, Valle Superior del Magdalena, Llanos Orientales, Sinú-San – Jacinto, Urabá, Choco continental y Chocó y Tumaco off shore.

Dos aspectos que resaltó el director de la ANH es el rediseño de la minuta del contrato de E&P, más ágil y atractivo, y la puesta en funcionamiento de un sistema blockchain para la presentación de la información por parte de las empresas.

Otro anuncio que hizo el presidente fue que en las áreas asignadas en las rondas anteriores que tengan dificultades, las empresas pueden trasladar esas inversiones a los nuevos bloques que se les asignen.

Entre las características del nuevo contrato se dará una fase preliminar de un año para hacer consultas con las comunidades, el período de exploración es de 6 años prorrogables, y el periodo de producción de 24 años también prorrogables.

Hasta el 31 de agosto las empresas tienen plazo para registrarse, pero las que ya estaban inscritas en la tercera ronda no tendrán que hacer nuevo registro. El 7 de diciembre se presentarán las contraofertas; el 17 de diciembre se adjudicarán las áreas sin contraoferta y el 20 de diciembre se adjudicarán las que tengan contraoferta.

Finalmente, Zamora señaló que los bloques ofertados en la costa norte del país tienen vocación de gas y los del centro y el sur del país de crudos pesados.

Al respecto, Andrés Sarmiento, presidente (e) de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) dijo que «tenemos una expectativa muy grande sobre los anuncios de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para La Ronda 2021. Necesitamos dinamizar el mercado para atraer a nuevos jugadores y garantizar la seguridad jurídica.

“Esperamos que en la minuta definitiva se den señales importantes que agilicen los nuevos proyectos y permitan viabilizar nuevas inversiones. Colombia tiene un potencial muy grande de gas natural que podría incluso darnos reservas por más de 100 años. Pero para aprovechar ese potencial se necesita apoyar e incentivar a la industria para ampliar la frontera de hidrocarburos en costa afuera y en yacimientos convencionales y no convencionales.»

Paro nacional desnuda falencias en la distribución de combustibles

Además de los $480 mil millones que ha perdido el sector petrolero en los primeros 40 días de paro, los bloqueos desnudaron la debilidades del sector de distribución de combustibles.

9 de junio de 2021.   El paro nacional y los bloqueos de vías, que ya llevan más de 40 días en Colombia, generaron problemas de desabastecimiento de combustibles en varios departamentos, que dejaron al desnudo las fallas en la infraestructura de suministro.

Así se evidenció en el foro de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) ‘Sector de combustibles, desafíos para la sostenibilidad energética y la movilidad sostenible’.

Efectivamente, los panelistas coincidieron en que hace falta inversiones para asegurar una infraestructura de transporte más robusta y un almacenamiento estratégico de combustibles líquidos para sortear eventos no planeados.

De acuerdo con el ministro de Minas y Energía Diego Mesa, durante los 40 primeros días de paro nacional se dejaron de producir 1,5 millones de barriles de petróleo con pérdidas de $400.000 millones, 2.762 millones de pies cúbicos de gas con un valor de $37.529 millones, y la refinería de Barrancabermeja dejó de cargar 400.000 barriles con pérdidas de $41.800 millones.

Mesa agregó que en el momento más crítico del paro se afectó el suministro de combustibles a 20 departamentos, pero los más afectados curiosamente fueron los mayores productores de hidrocarburos: Putumayo, Meta, Arauca, Casanare, Santander y Cesar.

En cuanto a la distribución, el ministro señaló que 750 estaciones de servicio debieron cerrar operaciones por acciones vandálicas, al tiempo que 676 redujeron sus ventas en más de un 50% y en ocho departamentos las ventas de combustibles cayeron un 33%.

Estas cifras demuestran la fragilidad del sistema de distribución de combustibles en Colombia ante situaciones inesperadas, problemática que ya había sido evidenciada en el Plan de Abastecimiento de Combustibles Líquidos, elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) en 2019 y actualizado en mayo de 2020.

Los panelistas solicitaron que este plan deje de ser indicativo y se convierta en mandatario, para adelantar las inversiones necesarias.

En ese sentido, Héctor Manosalva, presidente de CENIT, señaló que, dado que los picos de consumo de la gasolina y el diésel en Colombia se darán en 2034 y 2044, respectivamente, es necesario ampliar el sistema de transporte y almacenamiento, para lo cual se requieren inversiones por 500 millones de dólares en siete corredores de poliductos, y dos billones de pesos para construir un almacenamiento para cinco millones de barriles adicionales.

También señaló la necesidad de diversificar los puertos de importación y que, además de Pozos Colorados, se construyan nuevas infraestructuras en Conveñas y Buenaventura.

Por su parte, Mónica Albornoz, gerente de Chevron para Centroamérica y Colombia, coincidió en la necesidad de contar con una infraestructura estratégica de poliductos y distribución para enfrentar eventos no planeados, y solicitó al gobierno revisar la normatividad vigente para hacerla más flexible y liberar la importación de combustibles, permitiendo mayor competencia en el sector.

Finalmente, el ministro Mesa señaló algunas conclusiones y lecciones aprendidas de la actual coyuntura, como la necesidad de fortalecer los planes de contingencia y tener un plan continuidad, aumentar el almacenamiento estratégico, revisar y modificar el reglamento técnico de estaciones de servicio y contar con sistemas descentralizados de distribución de combustibles, entre otros.

Contaminación microbiana produce pérdidas a estaciones de servicio

Desde ocho hasta más de 100 millones de pesos anuales pueden perder las estaciones de servicio por causa de la contaminación microbiana.

9 de junio de 2021.   La reducción en los contenidos de azufre en la gasolina y el diésel y su mezcla con biocombustibles redujeron los niveles de contaminación de los combustibles líquidos, pero trajeron consigo la contaminación microbiana.

La contaminación microbiana de los combustibles es un problema que afecta no solo a las EDS sino en general a toda la cadena de distribución y usuarios finales del combustible. Los daños que causan estos microorganismos a los motores, tanques y demás partes internas de los vehículos, así como a las infraestructuras de las EDS, se traducen en grandes pérdidas de dinero.

Los combustibles actuales y más limpios, que tienen mayores contenidos de biocombustibles y mínimos de azufre, han generado nuevos desafíos, entre ellos la contaminación microbial, de tal forma que los métodos y procedimientos tradicionales de mantenimiento y control, deben ser revaluados.

“Técnicamente, a través de pruebas de campo y análisis de laboratorio, hemos demostrado que los métodos tradicionales, como el drenado de fondos, el uso de la pomada reveladora del agua y las sondas de medición en la mayoría de los casos ocultan una realidad, y en el peor de ellos exacerban el problema”, explica Luis Orlando Delgadillo, gerente Técnico de Laboratorios SECOT.

“A través de análisis especializados con un equipo de última generación, nos hemos dado cuenta de que no basta con retirar el agua libre y los lodos del fondo de los tanques para hacer un control eficiente de los microorganismos,” explica Delgadillo.

Los costos anuales de los procedimiento tradicionales de mantenimiento en la cadena minorista de combustibles oscilan entre $4’500.000 y $12’000.000, dependiendo del número de tanques y su condición, costos que año tras año pueden estar ocultando una realidad de daños y deterioro de la infraestructura por la acción corrosiva y de degradación de materiales de las bacterias. Situaciones que, dependiendo del tamaño y grado de colonización que tengan esos tanques, pueden generar mantenimientos correctivos adicionales desde los $8’000.000 y que pueden significar incluso la necesidad de cambio de un tanque, cuya inversión no es inferior a los cincuenta millones de pesos.

Un problema que no afecta solo a las EDS

Es indudable el grave daño económico a las EDS, pero no es el único sector en el que los daños causados por los microorganismos afectan al bolsillo de los colombianos, también pasa en la industria, el sector automotor y de transporte de carga.

Un daño mecánico por contaminación microbiana puede detener un vehículo durante uno o varios días, cada uno de los cuales le genera pérdidas al dueño no solo por la reparación, que dependiendo del vehículo puede rondar entre 750.000 pesos para un vehículo liviano tipo taxi con sistema de inyección Euro II y llegar hasta los 50 millones de pesos en vehículos pesados con tecnologías Euro IV o superior, sino también pérdidas por el lucro cesante.

La contaminación microbiana también afecta a las personas del común. Por ejemplo, y como asegura Delgadillo, la revisión y reparación de las diferentes partes de una camioneta diésel afectado por contaminación microbiana, pueden costar fácilmente 4 millones de pesos, porque los microorganismos no solo afectan el tanque, sino también la bomba de inyección, filtros e inyectores, entre otros elementos, que se deben reemplazar o limpiar, además ocasionan pérdida de potencia y mayor consumo de combustible. Este valor puede ser mayor en vehículos más grandes, en cuyos casos puede ser de hasta 17 millones de pesos.

Para evitar que los vehículos sean afectados por la contaminación microbial y, por tanto, que se gasten millones de pesos en su reparación y mantenimiento, hay que cuidar los tanques, los filtros y los inyectores, entre otros elementos que se ven afectados por los microorganismos.

“Para ello se usan productos que se aplican directamente al tanque de combustible, que desintegran los microorganismos del combustible y los que están adheridos en las superficies de todo el sistema, y limpia los residuos de la descomposición”, finalizó el gerente de Laboratorios SECOT.

Consecuencias colaterales de la baja en la calificación de la deuda soberana

Ya nos hemos referido a los antecedentes y consecuencias de la baja de la calificación de la deuda soberana de la Nación de inversionista a especulativa por parte de Estándar & Poor´s  el pasado 19 de mayo, y la amenaza de Ficht si no se aprueba prontamente la anunciada reforma tributaria 2.0, ahora hablaremos de sus consecuencias colaterales.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA

7 de junio de 2021.   Una de las razones por las cuales la noticia de la baja en la calificación de la deuda no ha causado revuelo es porque ya el mercado lo había descontado, de tal suerte que la deuda soberana venía comportándose desde hace rato como si ya hubiera perdido la calificación inversionista. Sólo se oficializó lo que en la práctica ya era vox populi varios meses atrás.

Esta es una medida injusta, antipática, máxime que se da en una coyuntura “anormal”, atípica, por el choque interno y externo que han tenido que enfrentar la economía y las finanzas públicas, expuestas a vientos cruzados, que no pueden ser valoradas ni evaluadas como si nada pasara aquí.

Pero a lo hecho pecho y el Gobierno deberá encarar este nuevo escenario con decisiones de política que permitan mitigar sus nefastos efectos que tornarán más difícil salir del atolladero.

Es importante destacar que el efecto dominó y las consecuencias de la pérdida de la calificación inversionista se extendió no sólo a las demás entidades y empresas estatales sino también al sector privado.

De hecho, en la misma decisión en la que le rebajaron la nota a la deuda del GNC, también le bajaron la calificación a diez empresas y entidades, entre las cuales se destacan Bogotá Distrito Capital, la Financiera de Desarrollo Nacional (FDN), la Financiera de Desarrollo Territorial (Findeter), Ecopetrol y a privadas como ISAGEN, el Grupo de Inversiones Suramericana (SURA) y Davivienda.

Indudablemente es un duro golpe a la economía y a las finanzas públicas, convirtiéndose además en un freno al proceso de recuperación y reactivación, habida cuenta que, como lo afirma el gerente de investigaciones económicas de Alianza Valores, “es probable que dentro de algunos meses dejemos de ver las tasas de interés históricamente bajas para comprar vivienda”, lo cual ha contribuido a dinamizar este sector. Además, la mayor devaluación ejercerá una presión inflacionaria vía importaciones de bienes, servicios e insumos, los cuales se cotizan en dólares.

Quiero, además, llamar la atención sobre dos circunstancias que deben ser analizadas concienzudamente, no solo por parte del Gobierno sino también por parte de la Academia y los centros de pensamiento en orden a enfrentar con éxito este reto.

En primer lugar, es indispensable repensar, replantear y reconsiderar la Regla Fiscal, su funcionamiento y operatividad, así como la integración de la Comisión Consultiva de la misma, para que esta deje de ser un apéndice del Ministerio de Hacienda.

Un aspecto a considerar, a propósito de la Regla Fiscal, tiene que ver con la deuda, porque, como lo acota el ex vicepresidente de ANIF Nelson Vera, al tener como único objetivo la reducción del déficit fiscal “la deuda pública en cabeza del GNC prácticamente se ha duplicado del 35% al 60% del PIB y se perfila hacia el 70% en los próximos años, razón por la que es necesario que la Regla gire hacia un esquema de deuda objetivo, haciendo la analogía con la inflación objetivo del Banco de la República”.

De otra parte, el único camino que nos permitirá no sólo recobrar la calificación inversionista de la deuda, que podrá tardar por lo menos dos años, y sobre todo recobrar la menguada confianza inversionista, así como garantizar hacia el futuro la solidez y consistencia de las finanzas públicas, es el de la diversificación del aparato productivo del país, para lo cual se requiere una estrategia de transformación productiva de largo aliento, desmarcándose del modelo económico dependiente en exceso de la actividad extractiva, siempre expuesta a los altibajos de sus ciclos y a la volatilidad de los precios de los commodities.

Este debe ser el norte que nos conduzca a una nueva normalidad, a una economía con un mayor ritmo de crecimiento, contando con un modelo que promueva la cohesión y la inclusión social.

Ello amerita, y es mi llamado, pactar un nuevo contrato social; sólo de esta manera se podrá desactivar la bomba de tiempo social que está a punto de estallar. Como diría el escritor Jorge Zalamea Borda: ¡No hay tiempo que perder, hay vida por ganar!

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

Hyundai moderniza primer camión del mundo a H2 producido en serie

Hyundai Motor Company publicó imágenes de su recién actualizado XCIENT Fuel Cell, el primer camión pesado del mundo fabricado en serie y propulsado por hidrógeno.

4 de junio de 2021.   Con actualizaciones de diseño y rendimiento, el vehículo pesado de cero emisiones de Hyundai será aún más atractivo para las flotas de todo el mundo. Hyundai comenzará la producción del XCIENT Fuel Cell 2021 en agosto de este año.

Hyundai Motor está aprovechando sus más de 20 años de experiencia en la tecnología de pila de combustible para impulsar su visión de una sociedad ecológica en torno al hidrógeno. Con el XCIENT Fuel Cell 2021, Hyundai contribuirá a la adopción generalizada de vehículos comerciales propulsados por hidrógeno”, dijo Jaehoon Chang, director general y presidente de la División de Vehículos Comerciales de Hyundai Motor Company.

Hyundai ha mejorado tanto el diseño como las prestaciones del XCIENT Fuel Cell, añadiendo a sus ventajas competitivas una mejor experiencia de conducción. El actualizado diseño exterior transmite el rendimiento dinámico y ecológico del vehículo. La nueva parrilla del radiador, decorada con detalles cromados lineales y robustos en forma de ‘V’, y con patrones de malla multidimensionales, refleja en la carretera la presencia incomparable del camión de pila de combustible de alta tecnología, al mismo tiempo que cumple su propia función técnica.

El XCIENT Fuel Cell 2021 está equipado con un sistema de pila de combustible de hidrógeno de 180 kW, recientemente modificado para este modelo, gracias al empleo de dos pilas de combustible de 90 kW. La durabilidad del sistema de pila de combustible y la eficiencia general del vehículo han sido mejoradas para estar en sintonía con las demandas de los operadores de flotas. El motor eléctrico de 350 kW, con un par máximo de 2.237 Nm, permite además una conducción muy dinámica.

Siete grandes depósitos de hidrógeno ofrecen una capacidad de almacenamiento combinada de unos 31 kg de combustible, mientras que tres baterías de alto voltaje que suman 72 kWh proporcionan una fuente de energía adicional.

La autonomía máxima del XCIENT Fuel Cell 2021 es de unos 400 km. Repostar un depósito de hidrógeno lleva entre 8 y 20 minutos, dependiendo de la temperatura ambiente. El camión está disponible en una configuración de carrocería rígida 6×2, además de la opción 4×2 introducida en el modelo anterior.

Con el lanzamiento de este modelo mejorado, Hyundai pretende acelerar el avance global de su camión pesado de pila de combustible. En mayo de 2021, la distancia acumulada por estos camiones durante su funcionamiento ha superado los 750.000 kilómetros. Durante todo este recorrido, los camiones impulsados por hidrógeno han reducido las emisiones de carbono en unas 585 toneladas en comparación con vehículos impulsados por motores diésel.

Hyundai entregará otras 140 unidades del nuevo XCIENT Fuel Cell en Suiza a finales de este año como parte de su plan para desplegar un total de 1.600 camiones de pila de combustible de gran tonelaje en Europa hasta 2025. Hyundai Hydrogen Mobility, la joint venture de Hyundai Motor y H2 Energy, está trabajando para la introducción del XCIENT Fuel Cell en otros mercados europeos.

“Los clientes están muy satisfechos con la calidad y el confort de conducción del camión. Hay también mucho interés por el camión fuera de Suiza. Estamos convencidos de que el año que viene veremos camiones de pila de combustible XCIENT en las carreteras de otros países europeos”, señaló Mark Freymüller, director general de Hyundai Hydrogen Mobility.

Hyundai también tiene previsto presentar el XCIENT Fuel Cell en el mercado norteamericano este mismo año. La compañía está en conversaciones con varios gobiernos locales y empresas de logística de Estados Unidos para establecer posibles operaciones conjuntas con camiones a hidrógeno para diversos fines.

China es otro país que ha mostrado un gran interés en los camiones de servicio pesado impulsados por hidrógeno. Hyundai está estudiando cuidadosamente múltiples opciones para presentar su tecnología de pila de combustible a empresas privadas y públicas en China.

Fuente: Hyundai Motor

El Toyota Mirai bate récord mundial: +1.000 km con una carga de hidrógeno

El viaje comenzó el 26 de mayo desde la estación de hidrógeno de Hysetco en Orly y terminó después de conducir 1.003 km con un solo llenado.

3 de junio de 2021.   Los 1.003 kilómetros libre de emisiones se recorrieron en la vía pública, al sur de París y en las áreas de Loir-et-Cher e Indre-et-Loire, y la distancia y el consumo fueron certificados por una autoridad independiente. Se utilizó hidrógeno verde y el consumo medio de combustible fue de 0,55 kg/100 km, en tanto el Toyota Mirai pudo almacenar 5,6 kg de hidrógeno.

El nuevo Mirai es el auto de pila de combustible de segunda generación de Toyota. Ofrece más rendimiento, un diseño más elegante y dinámico y una nueva dinámica de conducción en comparación con el de primera generación.

Además, la mayor eficiencia del sistema de pila de combustible, junto con una mejor capacidad de almacenamiento de hidrógeno y aerodinámica, contribuyen a un aumento de la autonomía a unos 650 km en condiciones normales de conducción, con menos de 5 minutos de repostaje en una estación de 700 bar.

Los cuatro pilotos que completaron el intento de récord incluyeron a Victorien Erussard, fundador y capitán de Energy Observer, primer barco equipado con una pila de combustible Toyota y proyecto del que Toyota es socio. James Olden, ingeniero de Toyota Motor Europe; Maxime le Hir, gerente de producto de Mirai; y Marie Gadd, gerente de Relaciones Públicas de Toyota Francia.

“Es un desafío increíble lo que logramos con el nuevo Mirai. Internamente, es la mentalidad de Start your Impossible, yendo más allá de nuestros propios límites, lo que nos impulsa, y lo hemos vuelto a demostrar hoy. Me gustaría agradecer a los equipos de Toyota Francia y Toyota Europa, así como a Victorien de Energy Observer, con quienes compartimos la misma visión y la misma ambición. Mediante asociaciones sólidas podremos contribuir a una sociedad mejor y más ecológica”, dijo Frank Marotte, CEO de Toyota Francia.

“Estoy muy feliz de haber asumido este desafío de 1.000 km más allá del volante del nuevo Mirai. Toyota siempre ha estado a la vanguardia de la innovación en hidrógeno y nuestra colaboración se fortalece año tras año. Como ex competidor de mar abierto, necesito enfrentar desafíos y agradezco calurosamente a Frank Marotte y sus equipos por haberme llevado a esta aventura de cero emisiones, demostrando que nada es imposible y que la movilidad a hidrógeno está aquí hoy”, comentó Victorien Erussad.

Fuente: Toyota Europa

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