Consejo de Estado niega solicitud: Siguen pilotos de “fracking”

La norma fue demandada porque supuestamente fue emitida desconociendo el principio de precaución y contrariando el derecho a la consulta previa.

5 de septiembre de 2020.   El Consejo de Estado negó la solicitud de suspensión provisional de la norma que establece parámetros para adelantar proyectos piloto de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales mediante fracturamiento hidráulico, la comúnmente denominada práctica del ‘fracking’ (Decreto 328 de 28 de febrero de 2020).

La norma fue demandada porque supuestamente fue emitida desconociendo el principio de precaución y contrariando el derecho a la consulta previa, que protege la integridad cultural de las comunidades étnicas. Bajo los mismos argumentos, los accionantes solicitaron la suspensión provisional de la disposición.

El Consejo de Estado negó la solicitud de suspensión del acto demandado. Frente al principio de precaución, sostuvo que no se hace evidente, a partir de los elementos con los que se cuenta en esta etapa procesal, una oposición directa entre el acto acusado y las normas superiores invocadas.

Adicionalmente, en relación con la supuesta vulneración del derecho a la consulta previa de las comunidades del Valle Medio del Magdalena, se advirtió que no es posible concluir, en esta instancia procesal, que se esté desconociendo el derecho fundamental que tienen los pueblos indígenas, raizales y tribales a ser consultados previo al desarrollo de este tipo de iniciativas.

El alto tribunal aclaró que será en el curso del proceso que se determinará si el anterior cargo procede para enervar la legalidad del decreto.

Del Túnel de La Línea y otros elefantes blancos

Doce años después de su adjudicación, con un atraso en su entrega de 7 años y con un sobre costo de $2.536.000´000.000, se inaugura un Túnel de La Línea inconcluso todavía y, lo que es más grave, unidireccional.

Por: AMYLKAR ACOSTA*

4 de septiembre de 2020.   El primero y el único de los 15 planes nacionales de desarrollo que han regido en Colombia desde 1961 que ha trascendido el cuatrienio fue el que expidió, con gran visión de futuro, el ex presidente y estadista Alberto Lleras Camargo, el Plan Decenal de Desarrollo (1961–1970).

De allí que primen las políticas de gobierno sobre las políticas de Estado y los proyectos de corto vuelo sobre aquellos que son de largo aliento. Las promesas de los candidatos a ejercer dichos cargos de “construir sobre lo construido” por sus antecesores se quedan en la retórica, al fin y al cabo, como se suele decir, se hace campaña en poesía y se gobierna en prosa.

Siempre se está a la búsqueda de victorias tempranas y de mangos bajitos, al alcance de la mano, que reditúen políticamente para próximas aspiraciones, ello es patético por lo efímero.

El ex constituyente Alvaro Gómez Hurtado le dio una explicación a este síndrome: “de antemano se supone que los colombianos no están preparados para pensar en grande”. Por lo visto, estamos condenados al cortoplacismo.

Cada presidente, gobernador o alcalde aspira a poner la primera piedra de las obras a ejecutar y a cortar la cinta al momento de su inauguración. No obstante, ello no siempre es posible porque los atrasos, aplazamientos y complicaciones de las mismas, los postergan y además de los sobrecostos que conllevan, dan pie para que la avilantez de los gobernantes de turno terminen ganando indulgencias con avemarías ajenas.

La sinfonía de obras inconclusas

Y como la prioridad de unos no necesariamente es la prioridad de otros, el país se ha convertido en escenario de una sinfonía de obras inconclusas, al punto que acaba de aprobar el Congreso de la República una Ley que obliga al Gobierno a establecer un registro de los que se han dado en llamar “elefantes blancos”.

A la falta de continuidad en la planeación se ha venido a sumar la imprevisión y la improvisación que prevalecen en la gestión pública a lo largo y ancho del país.

La Contraloría General de la República identificó a través de su Estrategia Compromiso Colombia 1.176 proyectos críticos, obras inconclusas y lo que calificó como elefantes blancos, sin ninguna utilidad público ni social. Según el Vice contralor Ricardo Rodríguez, sumados alcanzan la friolera de los $8,6 billones. Para la muestra traemos a colación una de las más insólitas de ellas el Túnel de la Línea.

Se anuncia en los medios que “está lista una obra imaginada hace más de un siglo”, cuando esta aún está inconclusa, como lo veremos. Según el INVÍAS, el 4 de septiembre “se dará al servicio el primer módulo del proyecto”, queda faltando el segundo módulo.

El viacrucis del Túnel de la Línea

Durante más de 50 años la construcción del Túnel de la Línea se había convertido en una verdadera obsesión y en un proyecto estratégico para el país largamente aplazado, pero a la postre se tornó en un verdadero viacrucis.

Se trata de cruzar la cordillera central de Los Andes colombianos, por debajo del conocido Alto de la Línea, conectando los municipios de Cajamarca (Tolima) y Calarcá (Quindío), mediante una infraestructura que contempla un túnel principal de 8,65 kilómetros, aproximadamente, distante 16 y 11 kilómetros de uno y otro portal, respectivamente.

Este sería el túnel más largo en Latinoamérica. Se trata de reducir el trayecto y mejorar la movilidad desde el centro del país con el Eje Cafetero y Cali, a través de la Ruta nacional 40, y Buenaventura, el principal puerto colombiano sobre el Pacífico. Una vez que esta imponente obra entre en operación se podrá reducir hasta en 80 minutos el tiempo del recorrido de los vehículos de carga y en 40 minutos el de los vehículos livianos.

En 2008 se le adjudicó la ejecución del proyecto, con un costo de $629.000 millones, bajo la modalidad llave en mano, al consorcio Unión Temporal Segundo Centenario y se iniciaron obras en diciembre de 2009, teniendo como fecha de entrega del Túnel julio de 2013.

Sin embargo, la Unión Temporal, alegando mayores fallas geológicas e imprevistos no cumplió con el plazo de entrega de la obra y demandaba del Estado reajustes para cubrir sus mayores costos.

El entonces vicepresidente de la República Germán Vargas y responsable de los proyectos de infraestructura montó en cólera ante el incumplimiento y dejó en claro que al Túnel “le restaría un año y seis meses y necesitaría una inversión cercana a los $160.000 millones” adicionales al monto originalmente presupuestado, eso siempre y cuando la “obra anduviera a todo vapor”. Amenazó a la Unión Temporal con declarar la caducidad del contrato, al “constatar… que hay muy poco frente de obra trabajando. Desde hace varios meses se viene reduciendo el personal”.

Dicho y hecho, aunque la Unión Temporal prometía que la obra se concluiría en noviembre de 2016, se veía cada vez más lejos la luz al final del túnel. En efecto, la ministra de Transporte, Natalia Abello, quien estuvo en la zona del proyecto, constató que ni una sola obra del túnel estaba terminada y que faltaban unos 400.000 millones de pesos para terminarla en su totalidad.

No obstante que la constructora insistió en sentarse con el INVÍAS para negociar los términos de lo que sería un nuevo acuerdo para concluirla, se procedió a la declaratoria de la caducidad del contrato el 26 de enero de 2015 y se le impuso además al Consorcio una multa por valor de $60.300 millones, correspondiente a la cláusula penal del contrato.

La decisión del INVÍAS fue recurrida y al final no se hizo efectiva, a cambio se amplió, una vez más, el plazo de entrega y se reprogramaron las obras, con tal fin, según el vicepresidente Vargas, se establecieron “20 metas volantes, de manera que cada mes debe entregarse un conjunto de avances de obras verificables y el no cumplimiento de dos de esas metas, dará lugar a la terminación anticipada del contrato sin perjuicio de las acciones legales que pueda ejercer el Estado”.

Para completar lo que resta del Túnel de La Línea, el Gobierno junto al consorcio acordaron usar 327.000 millones de pesos, los cuales provendrían de la aseguradora del contrato, recursos propios del contratista y aportes que incluyen maquinaria, formaleta de revestimiento y plantas de trituración, asfalto y concreto.

Este último plazo tampoco se cumplió, el Gobierno decidió no prorrogar más el contrato con Segundo Centenario, este se dio por terminado y se procedió a su liquidación. Se dispuso, entonces, iniciar un nuevo proceso express de licitación para contratar la conclusión de la obra, la cual le fue adjudicado a un nuevo contratista integrado por CONCONCRETO y CSS.

Este proyecto que lo contrató e inició el ex presidente Álvaro Uribe, que lo continuó el ex presidente Juan Manuel Santos, lo asumió el presidente Iván Duque, quien en las primeras de cambio en enero de 2019 y tras inspeccionar el avance de las obras anunció que la puesta en funcionamiento del Túnel de la Línea será en diciembre de ese año.

El hecho cierto e incontrovertible es que después de 10 años de iniciado el Túnel de la Línea y 7 años de atraso, según la Ministra de Transporte Ángela María Orozco, se requieren $600.000 millones más para terminarlo.

En concepto del Contralor General de la República Carlos Felipe Córdoba, “el costo del Túnel de la Línea creció 546%, al pasar de $464.000 millones a $3 billones, sin que aún esté concluido”.

Es más, según el director del INVÍAS Juan Esteban Gil, “las obras faltantes y que son parte del segundo módulo de entrega están tasadas en unos $750.000 millones”.

Llama poderosamente la atención que no obstante que se esperaba que la entrega del Túnel se hiciera efectiva en 2016, sólo un año después se percataron de que no se había previsto la construcción de la doble calzada desde la boca del túnel hasta Calarcá y tuvieron que salir en volandas a estructurar y diseñar dicho proyecto.

De modo que de haberse cumplido con la entrega del Túnel este no habría conducido a ninguna parte, hubiera sido un túnel ciego. Este hecho puso de manifiesto, una vez más, la imprevisión y la improvisación con que se toman decisiones por parte de los gobiernos, sobre todo en un asunto tan sensible como este.

La tapa

Pero, definitivamente, la tapa de esta triste y descorazonadora historia es como para no creer: como ya dijimos, nos demoramos más de 50 años en tomar la decisión de adelantar este proyecto, para ganar en competitividad, aproximando el centro industrial del país con el puerto de Buenaventura, reduciendo los costos del transporte y el flete; pero resulta que se contrata la ejecución del Túnel de la Línea en una sola dirección.

Tendremos que esperar otros 50 años para acometer la construcción del túnel de retorno. Increíble, pero cierto, 12 años después de su adjudicación, con un atraso en su entrega de 7 años y con un sobre costo de $2.536.000´000.000, se inaugura un túnel inconcluso todavía y lo que es más grave unidireccional.

Queda habilitado para transitar entre Cajamarca (Tolima) y Calarcá (Quindío), quienes se dirijan hacia el occidente del país deberán continuar subiendo al alto de La Línea.

Según el director del INVÍAS, “en los estudios que se están haciendo de modelación de la carretera, se estima que en veinte años se debe tener el segundo túnel”. Veinte años que se pueden convertir en cincuenta.

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

La fotovoltaica se consolida como la tecnología líder de generación de energía

Con un récord de 118 gigavatios construidos, la energía solar superó todas las demás tecnologías en términos de nueva construcción y fue la tecnología más popular desplegada en un tercio de las naciones, según la empresa de investigación BloombergNEF (BNEF).

1 de septiembre de 2020.   Al cierre de la seguna década del siglo, La energía fotovoltaica (PV) dominó como la nueva fuente principal de tecnología de generación de energía que se añadió a las redes en docenas de países que van desde Australia, a la India, pasando por Italia, Namibia, Uruguay y Estados Unidos.

Con un récord de 118 gigavatios construidos, la energía solar superó todas las demás tecnologías en términos de nueva construcción y fue la tecnología más popular desplegada en un tercio de las naciones, según datos compilados por la empresa de investigación BloombergNEF (BNEF).

En total, 81 países construyeron al menos 1 megavatio de energía solar durante el último año y la energía solar representó casi la mitad de toda la nueva capacidad de generación de energía construida en todo el mundo.

Los resultados se destacan en el nuevo informe de Tendencias de transición energética 2020 (Power Transition Trends 2020) de BNEF y en la herramienta en línea, que sigue datos detallados de capacidad y generación durante la última década. Ambos se basan en datos a nivel de país compilados por analistas BNEF directamente de fuentes primarias de países hasta 2019.

El informe destaca los enormes avances que ha realizado la energía solar en una década, que ha aumentado de apenas 43,7GW de capacidad total instalada en 2010 a 651GW a fines de 2019.

La energía solar en 2019 rebasó a la eólica (644GW) para convertirse en la cuarta fuente de energía más grande en una base de capacidad, detrás del carbón (2.089GW), gas (1.812GW) e hidro (1.160GW). Ahora hay más capacidad eólica y solar en línea en todo el mundo que la capacidad total de todas las tecnologías, limpia o sucia, en EE. UU.

«Las fuertes caídas en los costes de equipos solares, a saber, los módulos que van en los techos y en las grandes plantas, han hecho que esta tecnología esté ampliamente disponible para viviendas, empresas y redes», dijo Luiza Demôro, analista de BNEF y autora principal del estudio. «PV es ahora verdaderamente ubicuo y un fenómeno mundial».

En 2019, la energía solar representó el 2,7% de la electricidad generada en todo el mundo, halló BNEF, subiendo del 0,16% de hace una década. Teniendo en cuenta el bajo costo de la tecnología y la limitada penetración en una base de generación, BNEF espera que el mercado continúe creciendo, con entre 140 y 177GW de capacidad solar agregada en 2022.

Los datos ofrecen otras perspectivas importantes sobre cómo el mundo está generando electricidad. De 2018 a 2019, la energía producida a partir del carbón cayó 3% a medida que las plantas operaban con menos frecuencia. Esto marcó la primera caída en la generación de carbón desde 2014-2015 y, si bien el mundo tiene muchas más plantas de carbón en línea hoy que hace una década, esas plantas están operando con menos frecuencia.

La tasa de utilización promedio en plantas de energía por carbón ha caído del 57% en 2010 al 50% en 2019. De todos modos, los 9,200 teravatios-hora (TWh) producidos a partir del carbón en 2019 han subido un 17% desde 2010.

La capacidad global de carbón aumentó un 32% durante la década para alcanzar 2,1TW en 2019. Más de 113GW de retiros netos de carbón en los países desarrollados durante los 2010s no pudo compensar la inundación de 691GW de carbón nuevo neto en los mercados emergentes. En 2019, el mundo vio 39GW de nueva capacidad neta de carbón instalada, significativamente superior desde 2018 cuando se completó 19GW de carbón.

«Los países más ricos están retirando rápidamente las plantas de carbón más antiguas y, en gran medida, ineficientes porque no pueden competir con nuevos proyectos de gas o energías renovables», dijo Ethan Zindler, jefe de América en BNEF. «Sin embargo, en los países menos desarrollados, especialmente en el sur y sudeste de Asia, las plantas de carbón nuevas y más eficientes siguen en línea, a menudo con el apoyo financiero de los prestamistas chinos y japoneses».

Otros hallazgos de los nuevos datos incluyen:

  • Las energías eólica y solar representaron más de dos tercios de los 265GW de nueva capacidad instalada en todo el mundo en 2019, frente a menos de un cuarto de nueva construcción en 2010. Por primera vez las dos tecnologías representaron la mayoría de la nueva generación registrada en 2019. Incluyendo la energía hidroeléctrica, las energías renovables conforman tres cuartos de la capacidad encargada de 2019.
  • La construcción de energía eólica y solar se concentraba mayormente en las naciones más ricas durante la primera mitad de los 2010s, pero ha cambiado recientemente. En un grupo que incluye casi todas las naciones de la OCDE, la energía eólica y solar han representado la mayoría de la nueva capacidad construida cada año desde 2011. Entre un grupo de países no miembros de la OCDE, más Chile, Colombia, México y Turquía, las energías eólica y solar han representado la mayoría de la construcción anual cada año desde 2016.
  • BNEF estima que las emisiones de CO2 del sector de energía mundial cayeron 1,5% en 2018-2019, a medida que las disminuciones en EE. UU. y la UE compensaron más que un aumento de China, que representó el 37% del total de 2019. EE.UU. siguió con el 14% y la UE con el 6%.

El informe y la herramienta de Tendencias de transición de energía 2020 (Power Transition Trends 2020) se basan en los datos recopilados de 138 naciones hasta 2019. Esto abarca cada país con más de dos millones de habitantes.

Por separado, BNEF ha estado siguiendo a diario la producción de energía en 25 de los mayores mercados desarrollados del mundo en 2020.

Basado en esos datos preliminares, BNEF espera que la generación global total, la generación de carbón y las emisiones de CO2 del sector de energía disminuyan aún más en 2020. Las respuestas de emergencia a la Covid-19 han desacelerado las economías y reducido la demanda de electricidad en al menos 20 países principales frente a escenarios de costumbre calculados por BNEF.

Llegó la hora de la Transición Energética en Colombia

Colombia está en mora de tomar en serio el reto de la transformación productiva, que debe ir acompasada con la Transición Energética de la producción y uso de fuentes de energía de origen fósil hacia fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER).

Por: AMYLKAR ACOSTA M.*

30 de agosto de 2020.   Como lo resume muy bien la presidente del Consejo Privado de Competitividad Rosario Córdoba, se debe implementar “una estrategia para la recuperación, adaptación y preparación de Colombia a una nueva realidad, compuesta por estos cinco pilares: aparato productivo sofisticado y diversificado, empleo de calidad, hogares con redes de protección social, estabilidad fiscal y Estado fuerte, eficiente y transparente”, mucho más empoderado de lo que esta hoy.

Ello es más importante habida cuenta que, como lo sostiene Córdoba, “la acción del Estado ha sido fundamental para atender los retos generados en la crisis por la Covid–19 y será crucial para minimizar los efectos negativos a largo plazo y asegurar una recuperación rápida”.

Basta ya de buenos propósitos y de pactos voluntaristas por el crecimiento y el empleo que no conducen a ningún Pereira. Lo dijo con toda claridad el Foro Económico Mundial (FEM): “Colombia hace parte del grupo de países que debe capitalizar su amplia disponibilidad de recursos energéticos para que, de manera sostenible, pueda maximizar los retornos de la industria y apoyar una mayor diversificación de la economía”.

El país está en mora de tomar en serio el reto de la transformación productiva. Esta debe ir acompasada con la Transición Energética de la producción y uso de las fuentes de energía, altamente contaminantes, de origen fósil hacia las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) y limpias.

Este es el camino para que la economía nacional se enganche y se acople a la cuarta revolución industrial (4.0), incorporando la digitalización, la Big Data y la inteligencia artificial (IA) en sus procesos, y de esta manera progresar en la productividad que, a juicio del Nobel de Economía Paul Krugman, tratándose de la competitividad “no lo es todo, pero a largo plazo lo es casi todo”.

Después de registrar en 2019 el mayor repunte en la década en el ranking internacional de competitividad (IMD), en 2020 el país retrocedió, perdiendo dos posiciones, ubicándose en el puesto 54 entre 63 economías objeto de esta medición.

El país está en mora de poner en práctica la Agenda Interna para la Productividad y la Competitividad (AIC) que se construyó desde las regiones hacia el 2007, con los ajustes que requiere después de más de una década de reposar en los anaqueles oficiales.

Desde las postrimerías de la administración Barco se identificaron los ejes fundamentales de la estrategia para asegurar el éxito de la AIC: la modernización, la reconversión y la relocalización industrial, de la mano con el desarrollo de la agroindustria concomitantemente con el estímulo y apoyo de la economía campesina.

Desde luego que la puesta en marcha de la AIC demandará, además de una estrategia, ingentes recursos del sector público y del sector privado, habida consideración que se requerirán mayores inversiones en infraestructura, nuevas industrias, bienes públicos, en ciencia, tecnología e innovación.

De allí la importancia del fortalecimiento y vigorización del Estado, así como de las alianzas público-privadas, con una perspectiva regional que propenda por el cierre de brechas tanto interregional como intrarregional, que son aberrantes en el país. Como lo afirma el Profesor Akash Goel, “cuando volvamos a estar juntos debemos aprovechar la oportunidad de reimaginar un camino diferente hacia delante”.

La secretaria Ejecutiva de la CEPAL Alicia Bárcena sostiene que “la recuperación debe ser distinta esta vez, basada en sectores verdes, con un gran impulso a la sostenibilidad o de economía verde”, la cual debe estar en el centro de la estrategia de reactivación, pues “estas inversiones alentarían la innovación, nuevos negocios y empleos decentes; efectos positivos en la oferta y demanda agregada en las economías de la región, superiores a los de los sectores tradicionales”.

Y añade que “si tomamos estas acciones, América Latina y el Caribe saldrán reforzados de esta crisis y podremos decir que fuimos responsables con la casa común que, como dice la Encíclica, se nos ha confiado”. Esta demostrado que, contrariamente a las suposiciones, las inversiones en una economía más sostenible generan más y mejores empleos.

Compartimos con George Soros que “no volveremos a donde estábamos cuando empezó la pandemia”. Se ha vuelto un lugar común decir que el mundo no volverá a ser el mismo después de esta pesadilla, pero ello hay que tomarlo en serio a riesgo de enfrentar otra peor, esta vez por cuenta del recrudecimiento de los fenómenos extremos que caracterizan a la variabilidad climática. Como bien lo dijo el periodista español Luis Bassets, “la crisis por el coronavirus puede ser el ensayo general para la próxima y más grave provocada por el cambio climático”. Retornar al pasado es retroceder.

Para Isabel Cavalier, directora de Transforma Global y estudiosa del cambio climático y el desarrollo sostenible, es fundamental que “las medidas de recuperación impulsen cambios en los patrones de nuestro sistema productivo, privilegiando sectores de energía limpia y decidiendo a qué sectores se les imponen impuestos y a cuáles alivios”.

Como afirma uno de los miembros del Panel Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC), Germán Poveda, “la pandemia ha sido una bofetada a la especie humana. Nos ha puesto de presente la arrogancia del ser humano y nos exige una nueva relación con la naturaleza”.

Así pués, la reactivación deberá ser inteligente y sostenible, no volver al pasado con sus falencias y vulnerabilidades, que la crisis pandémica sólo exacerbó. Digamos con Einstein que “la crisis es la mejor bendición que puede sucederle a personas y países, porque la crisis trae progresos”.

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

Declaran nula norma que permitía exploración de aguas sin permiso ambiental

El Consejo de Estado declaró la nulidad de la norma que permitía la exploración y prospección de aguas subterráneas, sin tener que tramitar permisos ante autoridades ambientales.

28 de agosto de 2020.   La disposición que eliminaba el permiso fue adoptada como uno de los elementos regulatorios del sector de medio ambiente y desarrollo sostenible para la prestación del servicio de acueducto, durante la emergencia sanitaria producida por el coronavirus.

La decisión tiene efectos retroactivos (ex tunc), lo que implica que los proyectos acuíferos que fueron avalados sin contar con la autorización que, por regla general deben otorgar las autoridades ambientales, deben ser suspendidos inmediatamente hasta que se surta el trámite que la ley prevé para obtener el permiso.

La norma eximía de esta obligación a quienes adelantaran este tipo de proyectos, siempre y cuando se contara con informes geoeléctricos, que contienen información relacionada con las propiedades físicas de la corteza de la tierra, tales como su densidad, su campo magnético, su conductividad eléctrica y su velocidad de transmisión de ondas elásticas, entre otras.

A juicio del Consejo de Estado, sustituir el permiso de las autoridades ambientales por estos estudios viola el derecho fundamental a un ambiente sano y limita los deberes de vigilancia del Estado frente a la vigilancia y control que este está obligado a efectuar sobre el uso de los recursos naturales, que debe efectuarse de manera planificada, a fin de mantener bajo control los factores que causan deterioro ambiental.

Para la alta corte, los informes geocéntricos no reúnen las exigencias científicas que se exigen legalmente en épocas de normalidad.

“(…) No contienen información alguna relacionada con la ubicación, extensión, propiedad, posesión o tenencia del predio a perforar, la existencia y representación legal de la empresa perforadora, personería jurídica e identificación del interesado, los equipos a usarse, sistemas de perforación, planes de trabajo, otros aprovechamientos de aguas subterráneas en el área”, dice el fallo, en el que se indica que si bien el Presidente de la República goza de facultades extraordinarias en estados de excepción como esta, no puede desconocer derechos fundamentales ni compromisos internacional y constitucionalmente protegidos.

Tarifas para las prestadoras del servicio de acueducto

Además, se declaró la nulidad de dos normas que reformularon el cálculo de las tasas retributivas que deben asumir las empresas de servicios públicos domiciliarios por vertimientos de agua específicos.

Estas disposiciones daban lugar a una disminución en los costos de la tasa, con el fin de que las empresas contaran con un margen de acción más amplio para asumir obligaciones de reconexión del servicio, realizar obras para mejorar el abastecimiento de agua potable y, en general, garantizar que los usuarios contaran con los instrumentos necesarios para mantener las medidas de aseo personal requeridas para prevenir el contagio del virus. 

Para el Consejo de Estado, la disminución del cobro afecta el cumplimiento de los deberes de las autoridades ambientales frente a la protección de las fuentes hídricas. El fallo señala que, mientras que estas entidades dejan de recaudar más de 17.000 millones por la aplicación de este mandato, no se observa de qué manera la liberación de los recursos a favor de los prestadores del servicio puede contribuir a la mitigación del impacto negativo de la pandemia.

Esta determinación también tiene efectos retroactivos, lo que implica que el cobro de la tasa a las empresas cuyo destinatario son las autoridades ambientales debe liquidarse con base en la regulación establecida por regla general, contenida en el Decreto Único Reglamentario del Sector Ambiente y Desarrollo Sostenible, y no de acuerdo a la fórmula fijada tras la emergencia sanitaria para disminuir costos a las prestadoras de servicios públicos.

Reducción de términos para el trámite de concesión de aguas

Finalmente, se condicionó la medida que permitía reducir a una tercera parte los términos previstos para el trámite de las solicitudes de concesión de aguas superficiales. La regla general que operaba antes de la pandemia contemplaba un término de 55 días hábiles, a partir de la admisión de la solicitud,  y  de 25 en los eventos que no se requiriera el decreto y práctica de pruebas.

El fallo señala que la norma no precisa exactamente el nuevo término, pero que, de la lectura de la disposición, se calcula en 18,3 días; al desconocerse con precisión el plazo legal, dice el fallo, se podría ver afectado el principio de contradicción y de defensa en estos procesos administrativos.

Sin embargo, el Consejo de Estado advirtió que la reducción en los términos para otorgar la concesión no violaría derechos fundamentales, siempre que se garantice el principio de desarrollo sostenible.

Para el Consejo de Estado, este reajuste en los plazos no afecta los 10 días que debe durar la fijación del aviso con los datos de la visita ocular que integra el trámite, según las reglas prepandemia, ni el de 30 días previsto para la práctica de pruebas. Luego, la reducción de términos a una tercera parte solo debe ser aplicable a la etapa del procedimiento administrativo cuyo trámite compete a las autoridades ambientales.

Así las cosas, la etapa final, en la que se expide el acto administrativo que se pronuncia sobre la oposición u oposiciones, si las hubiere, y que decide si procede o no otorgar la concesión acuífera, será de 5 y no de 15 días hábiles, mientras dure la emergencia sanitaria.

El Consejo de Estado estableció que las concesiones que ya fueron tramitadas sin tener en cuenta estos condicionamientos conservarán efectos jurídicos, pero los procesos en curso a la fecha de expedición de esta sentencia deben acogerse a ellos.

Qué son los hidrógenos verde, azul y negro

Cuando hace unas décadas se hablaba del hidrógeno como el combustible del futuro, parecía una realidad muy distante, pero los automóviles con motores impulsados con hidrógeno ya son una realidad.

Por: DARÍO BROOKS

27 de agosto de 2020.   El hidrógeno como energéticoya está aquí, con planes nacionales y multilaterales que están destinando inversiones estratosféricas para que este gas sustituya a otras fuentes de energía no renovable que han causado severos daños al planeta.

“Quizás no nos damos cuenta, pero estamos ya en ese futuro en el que el hidrógeno está dando sus pasos”, dice el doctor Alejandro Karelovic, de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Concepción (Chile).

“Ya existen mercados de hidrógeno verde, proyectos de producción de energía renovable ya toman en cuenta la generación de hidrógeno”, añade.

Desde su uso en autobuses, trenes y automóviles, turbinas industriales y estufas, el hidrógeno ya se ha probado como un combustible que reemplaza a los derivados del petróleo, el carbón o el gas.

Si bien en la actualidad la producción de hidrógeno con fines energéticos no está libre de generar dióxido de carbono (CO2), el causante del efecto invernadero y el calentamiento global, no es una tarea imposible.

De hecho, ya hay desarrollos avanzados que muestran que el hidrógeno es la fuente deseada de energía libre de contaminantes derivados y hay señales de que será un energético costeable.

Hidrógeno verde, azul y negro

Si bien el hidrógeno es el elemento químico más abundante del planeta, no se encuentra disponible como molécula en ningún yacimiento. Hay que obtenerlo de otras fuentes.

“La principal es el agua (H2O). Y los combustibles fósiles también tienen mucho hidrógeno, como el gas natural. Esa es la principal fuente para obtenerlo en la actualidad”, explica Karelovic.

La producción de hidrógeno con fines energéticos se clasifica por colores que hacen referencia a qué tan limpia o no es su generación. El más común hoy día es el hidrógeno azul. Para generarlo, se extrae de los yacimientos de gas natural.

Si se evita que se libere a la superficie CO2, no contribuye al calentamiento global. Pero lograrlo eso eleva los costos, por lo que mucho es producido con alguna carga de carbón. “Es el mejor disponible en el momento”, dice Karelovic.

Hay uno más limpio y deseable: el hidrógeno verde, aquel que se produce a través de fuentes renovables de energía, como la que generan los campos de paneles solares o los eólicos, que aprovechan los vientos. Esa energía limpia se emplea para alimentar máquinas.

Un electrolizador, por ejemplo, puede extraer el hidrógeno que hay en el agua y así se genera en el proceso solo vapor y no se quema ningún combustible nocivo.

Electrólisis del agua

El hidrógeno también se ha producido durante décadas echando mano de esos combustibles no renovables, como carbón o petróleo. Se le llama hidrógeno negro (también marrón o gris) porque es parte del daño ambiental persistente.

“Ahora mismo se produce mucho hidrógeno, pues se usa en muchas materias primas, entre ellas los fertilizantes. La mayor parte, actualmente, viene de hidrógeno negro”, explica Karelovic.

“A lo que tenemos que ir como humanidad es al hidrógeno verde. Es la única manera de salvarnos del cambio climático y de los problemas que se avecinan”, añade.

¿Y qué hacer con el hidrógeno?

Mientras que energías limpias como la solar o la eólica son intermitentes, pues funcionan solo cuando hay sol o viento, el hidrógeno tiene la ventaja de poder almacenar y distribuir energía.

“El hidrógeno se puede usar de distintas maneras. Se puede usar para volver a producir electricidad, para crear materias primas, productos químicos. Se puede mezclar con otros combustibles para hacer combustión mixta”, explica el experto de la Universidad de Concepción.

La producción del deseado hidrógeno verde ya está probada a través del uso de electrolizadores, dispositivos que dividen los elementos químicos del agua (dos átomos de hidrógeno y uno de oxígeno) en sus componentes.

El hidrógeno tiene múltiples aplicaciones: puede ser quemado directamente en sustitución del gas a nivel industrial o urbano, o en celdas de combustible de vehículos de transporte, entre ellos automóviles y trenes. También puede servir para almacenar o producir energía eléctrica, para refinar metales y en aplicaciones agrícolas como los fertilizantes.

Sin embargo, el proceso de crear hidrógeno a partir de energía eólica o solar tiene críticos, como el multimillonario Elon Musk, que llama “células tontas” a la creación de este tipo de baterías. Señalan que es un desperdicio porque implica convertir la electricidad en gas y luego de nuevo en electricidad, una mezcla de dos pasos.

Pero quienes apoyan esta alternativa creen que eso es un problema de la infraestructura actual y que en una futura red eléctrica producirá tanta energía barata fuera de las horas pico que será necesario encontrarle otros usos. Además, esperan ver caer en picada el costo de las celdas de combustible.

Otro problema de la infraestructura actual, advierte Karelovic, es cómo transportarlo, ya que el hidrógeno es un gas que tiene que ser comprimido para moverlo, además de que es inflamable.

“Una de las soluciones es transformar el hidrógeno en un carrier (o portador) energético. Un ejemplo es el amoniaco, el metanol, que son mucho más fáciles de transportar. El hidrógeno se transforma a esas moléculas”, explica.

América Latina, ¿protagonista o espectador?

La Unión Europea presentó en julio pasado su plan para alcanzar en 2050 la sustitución de energías no renovables por hidrógeno verde y azul que contribuyan a “limpiar” el continente.

Su plan, que pretende poner en marcha generación de hidrógeno renovable desde el mismo 2020, tendrá una inversión inicial para esta década equivalente a casi US$50.000 millones.

Pero otros países europeos también están haciendo sus propios planes. Alemania ha destinado casi US$10.000 millones, mientras que Reino Unido está creando su Grupo de Trabajo del Hidrógeno para establecer presupuestos y metas.

Los analistas estiman que para 2050 la industria del hidrógeno tendrá un valor de US$1,2 billones.

La producción y distribución de hidrógeno, en particular el verde, no es rentable en este momento frente a otros combustibles fósiles como el petróleo o el gas. “Pero las tecnologías van avanzando tan rápido que los precios de los electrolizadores y la tecnología asociada van disminuyendo rápidamente. Se prevé que en 2030 sería ya competitivo con la energía no renovable”, dice Karelovic.

Requiere también de un impulso político, como la visión estratégica de potencias de Europa y Asia, que no solo buscan el ansiado combustible limpio, sino ser competidores en el mercado energético del futuro.

“En Latinoamérica no podemos quedarnos atrás”, dice Karelovic. “El que no se suba a esto va a quedar retrasado en las nuevas tecnologías. Por eso es súper importante que los países lo consideren para su economía y hacerlo lo antes posible”.

En América Latina apenas hay esbozos de planes para sustituir combustibles fósiles por renovables como el hidrógeno, el cual puede ser producido por cualquier país, aunque tendrán ventajas competitivas aquellos que tengan infraestructura energética como la eólica, la solar o la hidroeléctrica.

Chile, en su región desértica, está entre los países que tienen un gran potencial en la generación de energía solar. Por su parte, en Centroamérica y México existen importantes recursos hidrológicos.

“Si uno no produce, por lo menos va a necesitar tecnología para poder usar este hidrógeno. Todos van a estar metidos en esto tarde o temprano. Por eso es importante no quedarse atrás ahora, porque si no, vamos a estar como siempre: compramos la tecnología, no la desarrollamos”, concluye el doctor Alejandro Karelovic.

Tomado de: El Mundo al Instante

En julio de 2020, producción de gas y petróleo cayeron 10 y 15%, respectivamente

En julio de 2020 se inició la perforación de 2 pozos de exploración y 6 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 14 pozos exploratorios y 171 de desarrollo.

26 de agosto de 2020.   En julio de 2020 la producción comercializada de gas natural fue de 932,5 millones de pies cúbicos por día (mpcd), lo que significa una reducción del 14,9% frente a lo registrado en junio de este año (1.096 mpcd). En comparación con julio de 2019 (1.043 mpcpd), la producción tuvo una disminución del 10,5%.

El Ministerio de Minas y Energía informó que la disminución en la producción de gas natural durante julio se debió principalmente al mantenimiento programado en los campos Floreña y Floreña Mirador, a problemas mecánicos en los campos Pauto Sur y Floreña (Yopal, Casanare) en los últimos días del mes y a variaciones en la demanda.

En los primeros siete meses de 2020 la producción de gas en Colombia registró una disminución de 2,44%, llegando a 1.016 mpcpd, frente a los 1.041 mpcpd reportados en el mismo periodo de 2019.

Producción de petróleo

En cuanto a la producción de petróleo, el Minenergía informó que en julio fue de 734.987 barriles promedio día (bpd), los cuales representan un leve aumento del 0,7% frente a los datos reportados en junio pasado (729.905 bpd). Con respecto a la producción de julio de 2019 (868.745 bpd), se presentó una disminución del 15,4%.

El incremento en la producción de petróleo durante julio se debió, principalmente, al desarrollo y optimización de los campos Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), Chichimene (Acacías, Meta), Jacana (Villanueva, Casanare), Túa (Tauramena, Casanare), y a la reactivación de los campos Hamaca (Puerto Gaitán, Meta), Copa (San Luis de Palenque, Casanare) y Rumba (Aguazul, Casanare).

A julio de 2020, la producción de petróleo alcanzó 801.792 barriles promedio día, lo que muestra una reducción del 9,81% frente al mismo periodo de 2019, cuando se tuvo una producción de 888.967 barriles día.

Finalmente, en julio de 2020 se inició la perforación de 2 pozos de exploración y 6 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 14 pozos exploratorios y 171 de desarrollo.

Inauguran granja solar agropecuaria de La Riviera, en el Meta

La Granja cuenta con 270 paneles, cada uno de 370 W. El proyecto permite un ahorro del 10% en la factura de energía.

26 de agosto de 2020.   Yingli Green Energy Holding Company Limited (NYSE: YGE), principal fabricante de paneles solares del mundo, sigue comprometida con el impulso de diferentes proyectos en Colombia de energías renovables no convencionales. Por intermedio de su socio de negocios AB control Ingeniería, realizó el proyecto fotovoltaico de Agropecuaria La Riviera Gaitán, ubicado en Granada, Meta, donde se instalaron 270 paneles solares de 370 W cada uno.

Este es uno de los proyectos más grandes de esta actividad económica y que le permite un ahorro del 10% de su factura de energía. Además cuenta con una generación de energía de 99,9 KW y se encuentra configurada a 1.000 DVC.

Este desarrollo permite el tratamiento de la semilla de la palma para la producción de aceite comestible, mantequilla y fertilizantes para el sector agrícola.

AB Control Ingeniería, que es una compañía colombiana integradora con más de 17 años de experiencia en el sector eléctrico, fue quien desarrolló de la mano de Yingli este proyecto hecho, que actualmente cuenta con 2 inversores de 50 KW y una red AC trifásica de A 440 VAC.

“Yingli está comprometida con Colombia, por tal razón estamos dispuesto a seguir impulsando proyectos de energías renovables no convencionales, sin importar la región del país”, dijo Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean de Yingli Solar.

En la decimocuarta (2020) Conferencia y Exposición Internacional de Energía Solar Fotovoltaica e Inteligente de SNEC (Shanghai), Yingli y CDB New Energy Technology Co. firmaron un acuerdo de cooperación para la aplicación y promoción de la tecnología fotovoltaica y proyectos de centrales eléctricas. Con este contrato estratégico, las dos partes cooperarán en la investigación y el desarrollo, la aplicación de nuevos materiales y la popularización y promoción de nuevas tecnologías fotovoltaicas.

“Yingli a nivel mundial trabajan en diferentes alianzas para mejorar cada vez más sus tecnologías. El resultado de estos esfuerzos los venimos implementando en cada uno de los proyectos que venimos impulsando en el mundo y Colombia no es la excepción, como el de la Granja Solar agropecuaria en La Riviera Gaitán, desarrollados con tecnologías de punta”, señaló Neira Ardila.    

Industria de petróleo y gas, lista para la reactivación económica: ACP

Hay una oportunidad para avanzar en los proyectos que podrían reactivar y dinamizar las inversiones del sector oil & gas y las economías regionales. El balance para la industria, en los primeros dos años del Gobierno Duque, es positivo.

24 de agosto de 2020.    Con una posible llegada del fin del aislamiento preventivo obligatorio a nivel nacional, la industria colombiana del petróleo y gas, representada en la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), manifiestó su compromiso con la reactivación económica del país a través de la inversión extranjera directa, el abastecimiento de combustibles, la generación de recursos de regalías, derechos económicos e impuestos, y de oportunidades laborales y encadenamientos productivos en las regiones de operación.

Asimismo, señaló su interés en trabajar con las autoridades en las distintas regiones para asegurar la recuperación de la actividad económica y minimizar riesgos sanitarios.

“Las empresas privadas en Colombia están listas para invertir cerca de 715 millones de dólares en 2020 como parte de los recursos para el proceso de reactivación. Sabemos del potencial que tiene el país en petróleo y gas natural en tierra firme, costa afuera y Yacimientos No Convencionales (YNC), entre otros, que podrán ser fuente de generación de ingresos y dinamismo económico a nivel nacional y regional”, afirmó Francisco José Lloreda Mera, presidente Ejecutivo de la ACP.

De acuerdo con el Marco Fiscal de Mediano Plazo de 2019, el promedio de los ingresos provenientes del sector, solo entre el 2011 y el 2018, corresponde al 20% de los ingresos corrientes del Gobierno Nacional, adicionales a los cerca de 4 billones de pesos al año por impuestos nacionales a los combustibles, “de ahí la importancia de mantener ese ingreso estable, que es clave para las inversiones que el país necesita ejecutar para la reactivación económica después de la crisis”, agregó Lloreda Mera.

En este sentido, y con el fin de viabilizar las operaciones del sector que le inyectarían recursos a la economía nacional, se requiere trabajar en algunas medidas como ajustar las tarifas de gasoductos para llevar de manera competitiva el gas natural desde la costa Caribe hasta el interior y occidente del país; culminar la regulación técnica y ambiental para el desarrollo de los proyectos exploratorios offshore en 2021, avanzar en los proyectos piloto en YNC, fomentar la competencia en el mercado de combustibles, revisar los costos de transporte de petróleo, fortalecer la prevención y atención a la conflictividad social en las regiones, garantizar la seguridad jurídica en procesos de Consulta Previa, y asegurar procesos de licenciamiento ambiental efectivos y eficientes, entre otras acciones que crean las condiciones para un ambiente positivo de inversión.

Balance positivo tras dos años de Gobierno

Con motivo de los primeros dos años de gobierno del presidente Iván Duque Márquez, la ACP hizo un balance de este periodo y destaca algunas de las medidas implementadas que han tenido un impacto positivo para la industria.

Se resaltan, entre otras, las de carácter regulatorio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que permitieron reactivar la asignación de nuevas áreas y suscripción de contratos; la Minuta contractual expedida por la ANH, que dio un nuevo aire a las inversiones offshore; la convocatoria de una Comisión de Expertos para yacimientos no convencionales, la reforma del Sistema General de Regalías y el impulso a la Estrategia Territorial de Hidrocarburos para prevenir y atender la conflictividad social.

Como resultado de esas acciones, durante este periodo se suscribieron 25 contratos en tierra firme, seis en costa afuera y la inversión E&P entre 2018 y 2019 aumentó 54% vs 2016 – 2017.

Asimismo, se registró un incremento en la participación del gas natural (de 10% de inversión en exploración con foco en gas en 2017 al 20% en 2018 y 2019); la recuperación en la producción de petróleo; el aumento en ventas de gasolina, diésel y jet; y precios de los combustibles cercanos a los internacionales, con posibilidad de ir abriendo mayor competencia en la importación, entre otros logros.

“El Gobierno nacional encontró una industria en lenta recuperación, luego de la crisis de precios de 2015, y le apostó a la diversificación de fuentes de energía y al incremento de reservas de petróleo y gas. Pese a esta crisis de 2020, de caída en la demanda y bajos precios, confiamos en que las decisiones tomadas en estos dos años y las adicionales que se han propuesto al Gobierno Nacional, contribuyan a la recuperación del sector y del país en el corto y mediano plazo”, puntualizó Lloreda.

Promigas incrementó en 6% sus utilidades del primer semestre de 2020

Los estados financieros de Promigas al 30 de junio de 2020 reflejan un EBITDA acumulado para el primer semestre de $500.337 millones y una utilidad neta de $423.809 millones. Ambas cifras son superiores en 14% y 6%, respectivamente, frente al mismo período de 2019.  

24 de agosto de 2020.   Promigas y sus empresas no han sido ajenas a los efectos de la pandemia, sin embargo, los buenos resultados entregados en el primer trimestre del año han contribuido para solventar los impactos generados en el segundo trimestre por la actual coyuntura, en el cual se evidenciaron disminuciones en el consumo y deterioro en la cartera, entre otros efectos negativos generados por la misma. 

Lo anterior, sumado a los descuentos y diferimiento de facturas para el pago de los servicios de gas y energía eléctrica de sus clientes, influyó para que el EBITDA y la Utilidad Neta de la compañía disminuyeran en el segundo trimestre del 2020 un 11% y 31% ,respectivamente, al compararlos con el mismo periodo de 2019. 

A pesar de estas dificultades, los Estados Financieros de Promigas al 30 de junio de 2020, reflejan un EBITDA acumulado para el primer semestre de $500.337 millones y una utilidad neta de $423.809 millones. Ambas cifras son superiores en 14% y 6%, respectivamente, frente a las registradas en el mismo período de 2019.  

El EBITDA reportado -que presentó una ejecución del 99% % sobre la meta-
recoge los resultados de las operaciones propias de Promigas más el método de participación en las utilidades de las compañías filiales dedicadas al transporte, distribución y regasificación de gas natural y distribución de energía eléctrica, sumando un grupo de 3.319 colaboradores en Colombia y Perú, durante la parte más compleja de la crisis global de la Covid-19. 

“A pesar de enfrentar una de las crisis más fuertes para la economía mundial desde la Gran Depresión, al finalizar el segundo trimestre logramos una Utilidad Neta acumulada del 96% frente a lo presupuestado. También le cumplimos al país gracias al rol clave de SPEC, nuestra terminal de regasificación, evitando un racionamiento eléctrico en plena pandemia, al suministrar gas natural a las plantas térmicas, toda vez que el nivel de embalses llegó al 32%, el más bajo en los últimos 20 años en Colombia”, aseguró Eric Flesch, presidente de Promigas

En el primer semestre de 2020 la terminal de regasificación contribuyó para que la generación térmica a gas aportara hasta un 22% de la demanda de energía nacional, con la entrega de más de 10.000 millones de pies cúbicos a las principales plantas térmicas del país y el recibo de más de 547.000 m3 de gas natural licuado (GNL) a través de 12 buques metaneros proveniente de diferentes partes del mundo. 

En materia de transporte de gas natural, Promigas transportó el 50% del volumen en Colombia durante la primera mitad de 2020, en total 470 Mpcd. En materia de distribución de gas natural, conectó 90 mil nuevos usuarios, para un total de 4,85 millones de usuarios atendidos en Colombia y Perú, lo que representa un incremento del 7% para el primer semestre.  

Con respecto a la demanda de energía eléctrica, la filial Compañía Energética de Occidente (CEO) alcanzó 485 GWh al cierre del semestre. 

En el mercado peruano, la organización consolidó su rol de liderazgo en el sector al concretar la adquisición del 100% de Gas Comprimido del Perú (Gascop), empresa pionera en la comercialización de gas natural para el mercado industrial y vehicular en el norte del país, con una inversión de US$ 22,8 millones ($85 mil millones de pesos).

Adicionalmente, Promigas logró un aumento del 113% en la distribución de gas natural con la filial Quavii, debido a la creciente demanda del sector pesquero. Por su parte Cálidda, distribuidora que atiende los mercados de Lima y Callao, alcanzó una cobertura del 89% con 987.938 usuarios.  

Otro logro durante el segundo trimestre fue la culminación del Plan Estratégico Corporativo que se trabajó en compañía del consultor internacional Bain & Co, el cual tiene como objetivo incrementar el valor a accionistas, apalancándose en la experiencia como empresa líder y sostenible en Colombia y Perú y en la exploración de oportunidades en nuevos mercados. 

Promigas también contrató durante este periodo de resultados, créditos por $1,3 billones, lo que le garantiza la disponibilidad de recursos para sus operaciones e inversiones durante 2020, y alcanzó una capitalización bursátil de $7,4 billones (USD$ 1,9 billones).

En el mismo trimestre, Fitch Ratings reafirmó la calificación AAA (Col) y F1+ (Col) con perspectiva estable para Surtigas y Gases de Occidente. La calificación nacional AAA es la máxima asignada en la escala del país a emisores con la expectativa más baja de riesgo de incumplimiento en relación con los demás emisores. 

En materia de sostenibilidad, Promigas fue reconocida por Pacto Global por sus buenas prácticas de Desarrollo Sostenible a través del proyecto «Bosque Seco Tropical, un reto para la conservación de la biodiversidad”.  Así mismo fue seleccionada entre las 10 mejores empresas con mejor índice en inversión social privada. También, la filial GdO fue merecedora del Premio Andesco a la Sostenibilidad en las categorías Eficiencia Energética y Entorno Social.  

En materia de Responsabilidad Social Corporativa, 226 familias ubicadas en corregimientos de Sahagún (Córdoba), con una inversión de $1.400 millones, recibieron el servicio de gas domiciliario; y avanzó además en el desarrollo de soluciones de gas natural licuado de bajo costo para uso residencial y comercial en alianza con CienTech y la Gobernación del Atlántico.  

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