Autor: Martín Rosas

Alternativos
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Primer piloto de generación de energía geotérmica en Colombia

by Martín Rosas
Inauguran primer proyecto de geotermia en Colombia

El piloto generará hasta 72.000 kWh de energía eléctrica, equivalentes al consumo promedio de 480 familias en un mes, y permitirá reducir hasta 550 toneladas de CO2e anuales.

25 de marzo de 2021.   En el municipio de San Luis de Palenque, Casanare, el Ministerio de Minas y Energía y la empresa Parex Resources Colombia dieron inicio al primer piloto de generación de energía eléctrica a través de geotermia, dando continuidad a la incorporación de energías renovables no convencionales a la matriz eléctrica colombiana.

El proyecto, desarrollado en articulación con la Universidad Nacional de Colombia (UNAL) sede Medellín, es un piloto de coproducción de hidrocarburos y energía eléctrica a partir de recursos geotérmicos en el campo Maracas y busca, principalmente, aprovechar las altas temperaturas y volúmenes de agua producidos en la extracción de hidrocarburos, para generar energía eléctrica por medio de equipos instalados en superficie.

El piloto producirá aproximadamente 100 kW efectivos de energía eléctrica, que reemplazarán un 5% de la energía generada de combustibles fósiles, logrando reducir hasta 550 Ton CO2e anuales. De esta manera, el sistema podrá generar una cantidad de energía de hasta 72.000 kWh, equivalente a la cantidad de energía que consumirían 480 familias en un mes.

“Además de energía solar y eólica, la Transición Energética de Colombia, que ya es una realidad, significa avanzar en la incorporación de nuevas tecnologías. Hoy de la mano de Parex Resources, inicia un nuevo capítulo en esta historia de la Transición, que nos permitirá convertir el calor que se produce en las capas más internas de planeta, en la energía eléctrica que tanto necesitamos en la corteza, gracias a la geotermia”, dijo el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Esta no es la única apuesta de Parex Resources en materia de Transición Energética, la compañía avanza en un segundo piloto en el Campo Rumba, y en la construcción de una granja solar de 3,5 hectáreas aquí en el departamento de Casanare, con capacidad para generar hasta 3 MWp.

“Estamos complacidos de aportar con este tipo de proyectos, al cumplimiento del plan de cambio climático del Gobierno Nacional. Parex, promoviendo iniciativas de innovación dentro del equipo, ha logrado estructurar y desarrollar este piloto que tiene como objetivo principal, evaluar el aprovechamiento de los recursos geotérmicos de campos petroleros en los Llanos Orientales para la coproducción de hidrocarburos y energía eléctrica. Estamos seguros de que este proyecto impulsará en la región de los Llanos Orientales, y a nivel nacional, nuevas iniciativas de investigación, desarrollo e implementación que permitan avanzar en la estrategia de cambio climático que tenemos como compañía y el país”, dijo Daniel Ferreiro, presidente de Parex Resources.

Por su posición geográfica y geológica privilegiada, al estar situado en el cinturón Fuego del Pacífico, Colombia reúne todas las condiciones para el desarrollo de este tipo de proyectos. De acuerdo con datos del Servicio Geológico Colombiano, los recursos geotérmicos del país rondan los 138,60 EJ y una potencia eléctrica de 1.170,20 megavatios.

Este proyecto, que recibió el premio a la Innovación de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) en la categoría “Innovación en gestión socioambiental y energías renovables”, se suma a la hoja de ruta del Gobierno Nacional en su apuesta por un sistema energético más competitivo, eficiente y resiliente.

Industria
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Ecopetrol anuncia que logrará cero emisiones netas de carbono en 2050

by Martín Rosas
Ecopetrol anuncia emisiones cero de CO2 al 2050

Ecopetrol es la primera empresa del sector de petróleo y gas en Latinoamérica en fijar esta ambiciosa meta, en línea con sus objetivos de transición energética, sosTECnibilidad y mitigación del cambio climático.

25 de marzo de 2021.   En línea con su compromiso para mitigar el cambio climático y avanzar en la transición energética y en su agenda de sosTECnibilidad, el Grupo Ecopetrol anunció su meta de cero emisiones netas de carbono para 2050.

Con esta meta, la empresa ratifica su responsabilidad con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y con el propósito de limitar el calentamiento global del Acuerdo de París.

El objetivo a 2050 cuenta con metas intermedias y un portafolio de corto, medio y largo plazo, con algunos proyectos ya implementados o en investigación. A 2030, el Grupo Ecopetrol busca reducir en 25% sus emisiones de CO2e (alcances 1 y 2) frente a la línea base establecida en 2019.

Según la estimación de emisiones proyectadas a 2030, esta reducción representaría entre 5 y 6 millones de toneladas menos de CO2e en esta década, lo que equivale a restaurar aproximadamente un área de 500 mil hectáreas, es decir 13 veces el área urbana de Bogotá. Además, a 2030 aportaría cerca del 50% de la meta de reducción que se ha trazado el sector minero energético colombiano. Adicionalmente, Ecopetrol busca reducir el 50% de sus emisiones totales al 2050 (alcances 1, 2 y 3).

La meta del Grupo Ecopetrol contribuye a lograr el compromiso recientemente anunciado por Colombia de reducir el 51% de las emisiones de gases efecto invernadero al 2030.

Las metas de disminución de emisiones para los tres alcances (1, 2 y 3) se medirán en términos de reducciones absolutas y serán revisadas periódicamente en virtud de los avances, madurez y competitividad de tecnologías emergentes, y a la evolución del plan de negocios de la compañía y su Estrategia Corporativa.

“Estas nuevas metas demuestran el compromiso del Grupo Ecopetrol para enfrentar los desafíos ambientales del mundo y realizar una transición energética ordenada y ambiciosa. Nuestro objetivo es consolidarnos como una compañía integral de energía que, además de fortalecer su negocio tradicional, esté a la vanguardia en la lucha contra el cambio climático y en la aplicación del conocimiento, innovación y tecnología para liderar la descarbonización en Colombia y Latinoamérica. Esta ambición se fundamenta en la sosTECnibilidad, un concepto que adoptamos en Ecopetrol y que ubica a la tecnología en el corazón de la estrategia para lograr una gestión sostenible en las dimensiones ambiental, social y de gobernanza”, afirmó Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Plan de descarbonización

Ecopetrol está implementando un plan de descarbonización que incluye la actualización permanente del inventario de gases de efecto invernadero, un portafolio de reducción de emisiones, la definición de la hoja de ruta para alcanzar el objetivo de cero emisiones netas, y el diseño y ejecución de un portafolio de compensación a través de Soluciones Naturales del Clima.

Este último foco contempla proyectos de deforestación evitada, restauración y siembra de árboles en proyectos agroforestales, entre otros. Adicionalmente, tienen el potencial de reducir de forma eficaz emisiones netas de CO2 y aportar a la Contribución Nacionalmente Determinada (NDC) del país, teniendo en cuenta que las principales fuentes de emisiones de Colombia están asociadas a la deforestación y a cambios en los usos del suelo.

La implementación de este plan ya ha arrojado resultados positivos. En el período de 2010 a 2020, Ecopetrol logró una reducción acumulada de 8,4 millones de toneladas de CO2e, de las cuales 1,7 millones ya han sido verificadas por un tercero.

El resultado de la última década se logró a través de programas de reducción de emisiones fugitivas y venteos, disminución de quemas de gas en teas, iniciativas para lograr la eficiencia energética en las operaciones y la incorporación de proyectos de energías renovables focalizados principalmente en parques solares.

En el corto y mediano plazo, el plan se complementará con un portafolio más robusto de soluciones naturales del clima, así como con iniciativas de biomasa y la maduración de proyectos de energía eólica y geotermia.

En el largo plazo, el Grupo Ecopetrol proyecta desarrollar iniciativas de hidrógeno, captura, uso y secuestro de carbono y almacenamiento de energía a través de baterías, siempre y cuando se garantice la competitividad y efectividad de las alternativas. En ese sentido, la empresa ya inició investigaciones para determinar el potencial para producir hidrógeno verde.

GNL/Industria
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Enorme buque encallado bloquea por completo el Canal de Suez

by Martín Rosas
Buque encalló en el Canal de Suez.

Casi el 10% del comercio total de petróleo por mar y el 8% del comercio mundial de GNL pasa por el Canal de Suez, según datos de la Administración de Información de Energía de EE.UU.

Por: RAMÓN ROCA

24 de marzo de 2021.   Un buque portacontenedores de 400 metros de largo encallado en el Canal de Suez bloquea los buques que atraviesan una de las vías fluviales más importantes del mundo. Esto ha hecho que se produzcan largas colas de buques en el Canal a la espera de que se pueda remolcar el enorme buque.

El Ever Given de 224.000 toneladas quedó varado el martes por la mañana después de perder la capacidad de conducir en medio de fuertes vientos y una tormenta de polvo, dijo la Autoridad del Canal de Suez en un comunicado.

Este incidente afecta directamente a los grandes suministros de combustibles fósiles, tanto de gas como de petróleo. El Canal de Suez es fundamental en todo el suministro en buque de GNL y crudo procedente de Oriente Medio hacia Europa y América.

Ahora, según datos de Kpler, hay una quincena de buques de GNL que sufrirán retrasos. Esto podría conllevar cierta tensión en los precios del GNL tanto en Asia como en Europa.

Pero todo dependerá de lo que tarde el buque encallado en ser remolcado y poder volver al tránsito de buques.

Hay mucho en juego. Casi el 10% del comercio total de petróleo por mar y el 8% del comercio mundial de GNL pasa por el Canal de Suez, según datos de la Administración de Información de Energía de EEUU.

Tomado de: elperiodicodelaenergía.com

GNL/Vehicular
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Gobierno peruano planea red de GNL para el transporte pesado

by Martín Rosas

La iniciativa busca que tanto transportistas de carga como de pasajeros puedan migrar a un combustible más económico y ecológico como el gas natural licuado (GNL).

23 de marzo de 2021.   Durante la sesión del Pleno del Congreso, el ministro de Energía y Minas, Jaime Gálvez, dijo que próximamente tendrán una propuesta confirmada por Pluspetrol respecto al precio preferente para la producción de GNL, lo que permitirá poner en marcha, en el mediano plazo, el desarrollo de estaciones de servicio en Perú.

“Nosotros tenemos un recurso natural abundante que es el gas natural, que en lugar de usarlo, una parte lo reinyectamos en Camisea, y ese gas podría usarse para favorecer las flotas de carga y de pasajeros. Este plan de mediano plazo que trabajamos en alianza con Pluspetrol permitiría a los vehículos recorrer largas distancias. Este gas natural podría reducir de forma sostenible el precio de los combustibles hasta en 30%”, explicó Gálvez.

Asimismo señaló que “armar” todo el proyecto tomará un año, excediendo el tiempo del actual gobierno, por lo que dejarán “listo el acuerdo con Pluspetrol y el marco reglamentario para construir las estaciones de carga para que el proyecto entre en marcha hacia finales de este año o a inicios del próximo”, agregó.

Esta iniciativa busca que tanto transportistas de carga como de pasajeros puedan migrar a un combustible más económico y ecológico como el GNL.

Gas Natural
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Eventos eximentes en la producción y el transporte de gas natural

by Martín Rosas
EVENTOS EXIMENTES EN GAS NATURAL

La CREG partió las reglas de los eventos eximentes, con lo cual se consolidó el argumento que las actividades del productor de gas natural son independientes de las actividades del transportador.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

23 de marzo de 2021.   Los eventos eximentes de responsabilidad en transporte de gas natural se dividieron de los eventos eximentes de responsabilidad en suministro de gas natural, lo cual desencadena en que las obligaciones de pago por el uso de la infraestructura de transporte se deben cumplir aún cuando esté presente un evento eximente de responsabilidad en la fuente de suministro.

Es decir, en un mercado de respaldo físico como es el del gas natural, no convergen las realidades del productor de gas con la realidad del transportador de gas.

Los eventos eximentes liberan de responsabilidad a los participantes del mercado de gas natural por incumplimiento parcial o total de obligaciones contractuales, con lo cual una de las partes se libera de la obligación de entregar y la otra parte se libera de la obligación de pagar, y no pasa nada porque se entiende que se está ante una situación razonablemente fuera de control de la parte que lo alega.

Uno de los mejores ejemplos de eventos eximentes son las interrupciones por mantenimientos o labores programadas.

Pues bien, en el mercado de gas natural la teoría tradicional de responsabilidad encuentra una excepción, consiste en que aún en presencia de eventos eximentes en el suministro del gas se debe pagar por la disponibilidad de la capacidad del tubo, y esto es así porque se considera que los eventos eximentes de suministro no son extensibles al transporte, con excepción del caso fortuito y fuerza mayor, debido a que el productor y el transportador son agentes diferentes, por lo tanto las obligaciones de suministro son diferentes a las de transporte.

Desde una óptica comercial, la situación aquí planteada tiene una solución y es que, si la capacidad de transporte está disponible, el que la tiene contratada puede renegociarla y venderla a otro agente. Lo cual es cierto, pero aquí viene una realidad que desecha tal solución, y es que por algunos fragmentos o tramos de la tubería solo se transporta gas de una única fuente de producción, de manera que si esa única fuente de producción de gas no está disponible no va a existir ningún interesado en comprar la capacidad de transporte de ese tramo del gasoducto. La razón es sencilla, no hay gas para transportar.

Ahora bien, tal situación no es nueva, solo se afianzó con la expedición de las resoluciones CREG 185 y 186 de 2020, porque en cada una de las resoluciones de manera separada quedaron definidas las reglas aplicables a las actividades de suministro y de transporte. Se partieron las reglas de los eventos eximentes con lo cual se consolidó el argumento de que las actividades del productor de gas natural son independientes de las actividades del transportador.

En relación con el impacto que en la práctica tiene esta regla hay diferentes interpretaciones. Algunos consideran que con ella se desconocen principios como el de la igualdad y el de libertad económica; otros consideran que el suministro y el transporte de gas natural son actividades complementarias y que se trata de actividades con características técnicas diferentes, realizadas por agentes diferentes y pactadas mediante contratos independientes. Todas las opiniones son validas y bienvenidas.

Un comentario final, los eventos eximentes tienen unos plazos y unas condiciones que de no cumplirse pueden quedar sin efecto.

* Socio fundador de OGE Legal Services

Opinión
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El agua cotiza en Wall Street

by Martín Rosas

Desde finales de 2020 el índice Nasdaq Veles California Water Index, con el “ticker” NQH2O, está operando y se basa en un indicador de precios de los futuros del agua en California por acre-pie.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA

21 de marzo de 2021.   La Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medioambiente y el Desarrollo (CNUMAD) de 1992, que tuvo lugar en Río de Janeiro y que marcó un hito, declaró el 22 de marzo de cada año como el Día Mundial del Agua, para llamar la atención de la comunidad internacional sobre la importancia del recurso hídrico, la necesidad de protegerlo y hacer un uso racional del mismo.

Hay que recordar que la Asamblea General de las Naciones Unidas expidió en 2010 la Resolución 64/292 que reconoce “el derecho humano al agua potable y al saneamiento” y reafirmó lo dispuesto en 2008, en el sentido que “un agua potable limpia y el saneamiento son esenciales para la realización de todos los derechos humanos”.

En Colombia, inexplicablemente el proyecto de ley que convertía el acceso al agua potable como un derecho fundamental se hundió sin remedio en el Congreso de la República y no se ha podido rescatar.

Uno de los objetivos del desarrollo del milenio fue reducir un 50% la proporción de personas sin acceso al agua potable en el mundo hacia el 2015. Desafortunadamente Colombia, según el coordinador residente de las Naciones Unidas Fabrizio Hochschild, avanzaba “en la dirección correcta” pero “no a la velocidad necesaria”.

Nuevamente, entre los Objetivos del Desarrollo Sostenible (ODS) está el acceso al agua limpia y tiene entre otras metas lograr el acceso universal y equitativo al agua potable a un precio asequible para todos, así como la utilización eficiente del recurso hídrico.

Hemos venido sosteniendo que el agua potable dejó de ser hace rato un bien libre para convertirse en un bien económico, el cual después de considerarse un recurso natural renovable, por cuenta del cambio climático, se tornó en un recurso natural no renovable y por lo tanto expuesto a su agotamiento. Como bien lo plantea el experto Álvaro Sánchez “el planeta no produce agua nueva, el agua es estable sobre la tierra”.

Recientemente el mundo fue sorprendido con la noticia que el agua había empezado a cotizarse en Bolsa, al lado del oro, el crudo, el cobre y la soya. Y ello en momentos en los que dos mil millones de personas viven en países con graves problemas de acceso al agua y se estima que próximamente dos tercios del planeta podrían experimentar escasez de agua, al tiempo que millones de personas se verán desplazadas por la carencia del líquido.

Por ello, no han faltado quienes han puesto el grito en el cielo de sólo pensar que se llegue a especular en Wall Street con un recurso que en el mundo es considerado como un bien común de dominio público. Pero, en la práctica, al darse este paso se da un sinceramiento del mercado en donde el agua es gestionada como un activo financiero. Es el caso de los derechos o concesiones para la utilización del agua con distintos fines mediante actos administrativos.

Como afirma el director de Economía del Agua en el Instituto del Agua de Madrid (España), Gonzalo Delacámara, “esto siempre ha funcionado de manera informal en todos los lugares del mundo con sistema de riego”. Y lo ilustra con un ejemplo: “un regante A le dice al B, este mes no voy a regar, te cedo mis derechos a cambio de una compensación”.

Delacámara señala que así como se da el intercambio de derechos de uso de agua entre agricultores a cambio de dicha “compensación”, también se da que “otros actores lo que busquen sea ganar dinero con esos activos financieros”. Y allí es donde nace el negocio con el agua, donde quien la necesita va al mercado spot a comprarla, como cualquier otro bien transable, pagando el precio al cual se cotice el derecho de agua.

Pero, también puede ocurrir que el interesado no la necesita de momento, pero quiere asegurarse de disponer del agua para cuando la requiera (para riego, por ejemplo) y en ese caso puede recurrir al mercado de “derivados”, ya sea como bien de opción o de futuros del agua.

Huelga decir que estos contratos de futuro no obligan necesariamente a la entrega física de agua en una fecha determinada, son puras y duras transacciones financieras. Operan como si fueran un seguro para cubrir el riesgo frente a la variabilidad climática, pues en el evento de que se presente una hidrología crítica y no le puedan suministrar el volumen de agua convenido, quien la contrató recibe el pago estipulado como compensación.

Lo cierto es que desde finales de 2020 el índice Nasdaq Veles California Water Index, con el “ticker” NQH2O, está operando y se basa en un indicador de precios de los futuros del agua en California por acre-pie.

Algunos expertos defienden que estos mecanismos financieros pueden contribuir a una gestión más eficiente de un recurso cada vez más escaso. Y no les falta razón a quienes aducen que ponerle precio al agua cuando, como ya dijimos, merced al cambio climático dejó de ser un bien libre para adquirir un valor económico, aunque no deja de ser un bien público, nada justifica que no se le ponga precio cuando se otorgan derechos y concesiones a título gratuito para su usufructo por parte de particulares.

Eso sí se debe garantizar el efectivo ejercicio del acceso al agua potable como derecho humano, tal como lo dispuso las Naciones Unidas, ello no puede sufrir menoscabo, única forma de cumplir con los Objetivos del Desarrollo Sostenible.

Ojalá el Gobierno Nacional y el Congreso de la República le den trámite al proyecto de ley que consagra el agua potable como un derecho fundamental en Colombia, al tiempo que se garantice el mínimo vital gratuito a la población vulnerable.

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

Hidrógeno
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El hidrógeno requiere USD 300.000 millones durante la próxima década

by Martín Rosas

Cada día se conocen nuevos proyectos de hidrógeno verde a lo largo y ancho del planeta. Durante la próxima década se necesitarán inversiones por 300.000 millones de dólares, según un informe de Natixis. Por tanto, el gran reto es cómo conseguir todo este dinero.

Por: RAMÓN ROCA

19 de marzo de 2021.   Según la entidad financiera, el hidrógeno verde se encuentra en fase de despegue y ya se percibe como una de las grandes soluciones para la descarbonización de las economías.

“Para 2030 se invertirán unos 300.000 millones de dólares en todo el sector, no solo para desplegar lo que sigue siendo una cadena de valor embrionaria, sino también para lograr economías de escala que reduzcan los costos en toda esta cadena, desde la producción de hidrógeno hasta sus usos finales en los sectores industrial, de movilidad y energético. Solo una parte de los 300 mil millones será financiada por el sector público, con 70 mil millones de dólares anunciados hasta la fecha, lo que subraya la magnitud del desafío que enfrenta el sector… y las finanzas privadas”, señala Natixis en el informe.

Lejos de ser un conjunto homogéneo, el sector del hidrógeno, en particular el hidrógeno verde, constituye una vasta cadena de valor en la encrucijada de tres sectores (industria, movilidad y energía), que aglutina tres grandes líneas de negocio (fabricación de equipos upstream y downstream, producción de hidrógeno e infraestructuras para usos finales de hidrógeno), cada una con sus propios desafíos y un perfil de riesgo específico.

Estas características presentan un doble desafío para que el sector financiero participe en el despegue del hidrógeno verde:

1. Desarrollar instrumentos con características adaptadas a los desafíos y niveles de riesgo de los activos/entidades financiados a lo largo de la cadena de valor, y

2. Replicar siempre que sea posible a lo largo de esta cadena los mecanismos de financiamiento más rentables ya desplegados masivamente en otros sectores de actividad, aprovechando tanto los modelos de negocio incipientes como los mecanismos de apoyo público.

En este sentido, Natixis cree que el ejemplo reciente proporcionado por el despliegue de energías renovables ofrece una buena ilustración del papel como disparador que juega la financiación privada (a través de préstamos basados ​​en activos) en la configuración de una industria que era tecnológicamente inmadura al principio, pero en recepción de ayudas públicas en diversas formas.

Si se quiere que el hidrógeno triunfe como lo han hecho otras tecnologías como la eólica o la fotovoltaica serán necesarias líneas de ayudas, ya sea con primas u otros mecanismos.

“En el caso del hidrógeno verde, son en gran parte las autoridades públicas las que proporcionarán las palancas para la creciente participación de las finanzas privadas en la mayoría de edad del sector: desarrollo a iniciativa de las autoridades locales de núcleos territoriales que concentren los usos finales del hidrógeno en la movilidad y la industria, iniciar las primas a los electrolizadores, mecanismos de apoyo directo e indirecto para estimular la demanda de hidrógeno verde en los sectores industrial y de movilidad, etcétera”, explica el informe.

Natixis señala que estos mecanismos, aún incipientes, podrían, en el tiempo y bajo ciertas condiciones, apoyar el despliegue dentro del sector del hidrógeno de financiamiento basado en la calidad crediticia de los mismos activos que se financian: instrumentos de deuda senior garantizados para la electrólisis verde y ecosistemas centrados en el hidrógeno, estimulado mediante iniciativas públicas, financiación mediante arrendamiento por uso de equipos propulsados ​​por hidrógeno proporcionados por los proveedores, en última instancia por los bancos comerciales.

Con el tiempo, la maduración de los mecanismos de financiación que acompañen la viabilidad comercial del sector del hidrógeno permitiría la participación de una amplia gama de actores del sector financiero: bancos comerciales, inversores institucionales como fondos de infraestructura y aseguradoras.

Tomado de: elperiodicodelaenergia.com

GLP/Vehicular
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En Cúcuta realizan nuevo piloto con taxis a GLP

by Martín Rosas
Taxis a AutoGLP en Colombia

El “Eco Taxi: Primer Plan Pionero de Cúcuta” incluye inicialmente 18 taxis convertidos a GLP, que ya se están probando, y pronto instalarán estaciones de servicio de autogás dedicadas y multicombustible en la ciudad.

17 de marzo de 2021.   Bioenergas lanzó un nuevo proyecto piloto para desplegar taxis a GLP en Cúcuta, ciudad colombiana fronteriza del noreste del país. La iniciativa se lleva a cabo junto con el Área Metropolitana de Cúcuta y Asoempresas Cúcuta, asociación de empresas de transporte que operan en esta área metropolitana.

El “Eco Taxi: Primer Plan Pionero de Cúcuta” incluye inicialmente 18 taxis convertidos a GLP, que ya se están probando, y pronto instalarán estaciones de servicio de autogás dedicadas y multicombustible en la ciudad.

“Esta es una apuesta del Ministerio de Minas y Energía, Corponor (Corporación Autónoma Regional de la Frontera Nororiental), el Área Metropolitana y el sector privado, para que Cúcuta ingrese al club de las ciudades verdes. Destacamos la implicación de los propietarios y las empresas de taxis de la ciudad, que han mostrado un gran interés en la iniciativa ”, afirmó Álvaro López, director general de Bioenergas.

Por su parte, Miguel Peñaranda, director General del Área Metropolitana, comentó que la llegada de este “combustible limpio y de bajas emisiones ayudará a tener una ciudad más amigable con el medio ambiente y permitirá una movilidad limpia”. 

Además, anunció que los taxis que forman parte de este piloto de combustible limpio no tendrán restricciones semanales de horas pico y matrícula.

Hólger López Vergel, secretario de Desarrollo Económico de Norte de Santander, agregó que también ofrecerán incentivos para impulsar el proceso de conversión de vehículos a esta nueva tecnología de combustible limpio. 

Fuente: Autogas.net

Industria
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Eficiencia energética, el mayor reto de la industria petrolera

by Martín Rosas

La adopción de la eficiencia en la industria petrolera para el desarrollo de operaciones upstream es un imperativa debido a que la mayoría de las reservas probadas del mundo (70%) son de crudo pesado.

17 de marzo de 2021.   La Agencia Internacional de la Energía (AIE) publicó su más reciente reporte sobre el mercado de la energía a nivel mundial (Key World Energy Statistics 2020), el cual analizó y dio a conocer las fuentes energéticas que desempeñarán un rol esencial en el presente y el futuro próximo. De acuerdo con la entidad, los energéticos de origen fósil (petróleo, gas y carbón) originan el 81% del total de la demanda energética mundial, siendo el petróleo la principal fuente con una participación del 31%.

Estas cifras evidencian la posición del petróleo como un recurso estratégico para el mundo, en tanto que de este dependerá un gran segmento de la generación energética a nivel global durante las siguientes décadas. Bajo este escenario, y con muy pocas excepciones como lo pueden ser los países de Medio Oriente, la adopción de la eficiencia como estándar para el desarrollo de operaciones upstream es imperativa debido a que la mayoría de las reservas probadas del mundo (70%) son de crudo pesado.

Colombia, uno de los países de mayor producción de petróleo en América Latina, no es ajeno a la realidad global de la industria, puesto que el 68% de sus reservas corresponden a crudo pesado y solo el 32% a crudo liviano, lo que representa un importante reto dada la significativa participación del petróleo en el PIB y la generación de progreso en el país donde el factor de recobro promedio en sus campos es de 19%.

Frente a lo anterior, es de destacar que entre 2010 y 2019 la industria petrolera aportó más del 5% del PIB nacional y, según estudios de Fedesarrollo, llegó a representar más de la quinta parte de los ingresos corrientes de la Nación.

Asimismo, el petróleo abarca más de la mitad de las exportaciones nacionales y es uno de los principales atractivos de Colombia para los capitales internacionales, ya que cerca del 30% de la inversión extranjera directa (IED) corresponde a este sector.

El sector energético y, particularmente, la industria del petróleo se ha posicionado como una ventaja competitiva que permitió la consolidación de beneficios económicos al ser un catalizador y fuente de empleo, desarrollo e inversión en el país. Sin embargo, ante la inminente escasez de crudo liviano, cada vez es más necesario que las empresas del sector evalúen sus métodos de producción y apuesten por nuevas soluciones.

El crudo pesado (menor a 24 °API) se caracteriza por su alta densidad y viscosidad, las cuales demandan el uso de una mayor cantidad de recursos físicos, humanos e incluso naturales para su extracción, lo que resulta en un aumento de costos y pérdidas en rentabilidad. De ahí surge la urgencia por implementar tecnologías de última generación que ayuden a las empresas del sector a ser más eficientes, a garantizar la autosuficiencia energética y a invertir en sistemas que optimicen la producción de sus yacimientos por medio de un proceso más rentable.

Ante este panorama, la innovación tecnológica surge como aliada para satisfacer las necesidades de demanda del petróleo y provisión de energía por medio de equipos que facilitan la extracción del crudo pesado.

Uno de los métodos que mayor efectividad ha demostrado es la recuperación térmica por medio de la inyección de vapor, cuyo objetivo es aumentar la temperatura del petróleo y disminuir su viscosidad para así dirigir su flujo hacia el pozo productor.

Entendiendo la necesidad de cambiar y mejorar la forma de extracción, empresas como Nakasawa Resources han apostado a la investigación y desarrollo de mecanismos que, basados en la inyección de vapor, garanticen una recuperación mejorada en pozos de crudo pesado. Gracias a esto, hoy la compañía es líder global en la oferta de productos y equipos que han logrado aumentar hasta en un 35% la eficiencia en la capacidad productiva de los yacimientos ya perforados.

Por medio de sistemas como el Super Matroid Heater™ (SMH) y Super Matroid Cyclone™ (SMC), los cuales emiten un vapor del 95% de calidad, Nakasawa ofrece un 12% menos de consumo de agua, un incremento porcentual en la producción de crudo de más del 15% y ahorros de hasta un 25% en costos operacionales. Todo esto se traduce en operaciones más rentables y eficientes.

Las ventajas que ofrece esta técnica van desde la ampliación de capacidades de operación a profundidades mayores a 3.000 pies, hasta el mantenimiento de presión dentro del yacimiento.

De igual forma, en términos de impacto ambiental, la inyección de vapor permite que se genere una menor cantidad de gases de combustión y se está trabajando en sistemas híbridos donde se aproveche el efecto de estos gases al inyectarlos a la formación.

Industria
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Ecopetrol realiza encuentros para explicar el proyecto piloto de fracking

by Martín Rosas

La empresa abrió una Oficina de Participación Ciudadana en Puerto Wilches como canal de comunicación directa con las comunidades. Rondas pedagógicas, conversatorios con gremios y autoridades, foros y otras acciones de comunicación comunitaria hacen parte de las actividades.

17 de marzo de 2021.   Entre 2020 y marzo de 2021, Ecopetrol realizó más de 320 encuentros de diálogo y participación con comunidades, autoridades, empresarios, trabajadores, sindicatos y legisladores, entre otros grupos de interés, con el fin de explicar el alcance del Proyecto Piloto de Investigación Integral de Yacimientos No Convencionales Kalé que se desarrollará en Puerto Wilches, Santander.

Lo anterior atendiendo las directrices de la normatividad para la realización de los proyectos piloto y en línea con la política de responsabilidad corporativa de la Empresa, que busca fortalecer los mecanismos de participación comunitaria para explicar de una manera transparente el carácter científico del piloto de YNC.

Los encuentros se han realizado mediante diferentes metodologías virtuales y presenciales cumpliendo los protocolos de bioseguridad, tales como rondas pedagógicas e informativas casa a casa, conversatorios con autoridades y gremios, foros, programas radiales y otras acciones de comunicación comunitaria.

A través de estos mecanismos, Ecopetrol ha podido escuchar de primera mano las inquietudes de las comunidades sobre el piloto de fracking y ha establecido los canales para aclarar las dudas y reafirmar que se realizará con rigurosidad técnica y científica.

“En Ecopetrol estamos comprometidos con la ejecución de este proyecto de cara al país y en armonía con el entorno, para hacer de este ejercicio un modelo positivo de construcción de confianza, transparencia y conocimiento colectivo”, dijo Gabriel Combariza, vicepresidente (e) de YNC de Ecopetrol.

La empresa también puso en funcionamiento a finales de 2020 la Oficina de Participación Ciudadana (OPC) en Puerto Wilches, con el propósito de establecer un canal de comunicación permanente para que las comunidades puedan acceder a información sobre el desarrollo de sus operaciones en el territorio. Desde el inicio de su apertura se han atendido 59 solicitudes.

Actualmente el proyecto Kalé se encuentra en el proceso de elaboración del Estudio de Impacto Ambiental (EIA), requisito previo para dar inicio a la fase de licenciamiento. La ejecución de este proyecto es vital para que el país pueda tomar una decisión informada y basada en la ciencia sobre la viabilidad de autorizar en un futuro el desarrollo de los yacimientos no convencionales en una escala comercial.

De ser exitoso el piloto de investigación, Colombia tendría en los yacimientos no convencionales una oportunidad para garantizar la seguridad energética del país, fomentar nuevas fuentes de empleo y dinamizar la economía.

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