Autor: Martín Rosas

Opinión
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La mala hora de la industria petrolera

by Martín Rosas

Análisis del exministro de Minas y Energía Amilkar Acosta sobre la difícil coyuntura que atraviesa el sector petrolero mundial.  

Por: AMYLKAR ACOSTA*

13 de agosto de 2020.   Según reveló el presidente de Ecopetrol Felipe Bayón, tanto los ingresos operacionales como las utilidades de la empresa vienen en caída libre. En el primer trimestre de 2020 las utilidades cayeron el 95% con respecto al primer trimestre del año anterior, reduciéndose a sólo $133.000 millones.

Pero, el registro del segundo trimestre fue aún peor, ya que las utilidades se redujeron a sólo $25.000 millones, 99.3% inferiores a las del mismo trimestre del año pasado. El consolidado para el primer semestre de este año arroja una utilidad de $158.000 millones, la cual contrasta con los $6.2 billones registradas en el primer semestre del 2019.

Este es un duro golpe para las finanzas tanto del Gobierno central como para los departamentos y municipios. El Gobierno central vera reducido ostensiblemente el recaudo de la renta petrolera el año entrante y verá menguado el giro por concepto de dividendos de parte de Ecopetrol, como accionista mayoritaria que es.

Por su parte, las entidades territoriales verán también disminuidos sus ingresos provenientes de las regalías, los cuales, al fin y al cabo, son los únicos recursos ciertos con los cuales cuentan para la inversión.

La razón primordial de este bajonazo en los ingresos y en las utilidades que se extiende a toda la industria petrolera radica en la caída de los precios internacionales del crudo, cuya cotización ha caído más del 40% con respecto al precio promedio del barril del año pasado. A ello se viene a añadir la baja en la producción, que a nivel país alcanzó a rozar los 900.000 barriles/día el año pasado y en el primer semestre de 2020 ha caído hasta los 730.000 barriles/día.

Si por acá llueve…

Definitivamente esta es la mala hora no sólo para Ecopetrolsino para toda la industria petrolera en el mundo, pues, como lo afirma el presidente de Campetrol Germán Espinosa, “la crisis ha impactado de manera generalizada a todas las empresas del sector a nivel global”. En ello ha influido, como es apenas lógico, la virtual parálisis de la economía y las medidas de aislamiento e inmovilización del transporte que se tomaron a nivel mundial como medidas desesperadas para contener la propagación de la pandemia del Covid 19, desencadenando la caída de los precios del crudo, atribuible a la caída de la demanda en más del 10% en el primer semestre de este año.

La gigante ExxonMobil, considerada como la empresa más grande del mundo perdió en el primer trimestre de este año US $610 millones, el peor en 32 años, después de haber registrado utilidades del orden de los US $2.350 millones en el primer trimestre de 2019.

Pero como, según la Ley de Murphy, todo aquello que anda mal es susceptible de empeorar, resulta que al cierre del segundo trimestre las ventas cayeron el 53% y sus pérdidas se incrementaron exponencialmente, llegando a los US $9.300 millones.

Desde luego que las empresas que han llevado la peor parte son aquellas que han estado enfocadas en la explotación de crudos pesados, offshore y yacimientos no convencionales (YNC), por incurrir en mayores costos de extracción del crudo.

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), la demanda de crudo para el año completo caerá en promedio 7,9 millones de barriles/día, luego de dejar atrás el “abril negro” y eso a pesar del recorte histórico pactado de la oferta por parte de la OPEP+ de 7,1 millones de barriles/día.

Para el 2021 la AIE muestra un optimismo moderado. Según su previsión, la demanda rondará los 97,4 millones de barriles/día, un avance de 5,3 millones de barriles/día, algo inferior a su proyección anterior y 2,6 millones de barriles/día por debajo del promedio de la demanda en 2019.

Claro está que, como lo advierte The Wall Street Journal, este revés de la industria petrolera no responde sólo al coletazo de la pandemia. Según la publicación, “los pésimos resultados están agravando los problemas para los gigantes del petróleo, que luchaban por atraer inversores incluso antes de la pandemia, ya que las preocupaciones sobre las regulaciones del cambio climático y la creciente competencia de las energías renovables y los vehículos eléctricos nublan el futuro de los combustibles fósiles”.

Esta calamitosa situación de la industria petrolera ha incidido en la cotización y en la valoración de las empresas del sector petrolero, a tal punto que según el mismo The Wall Street Journal el banco de inversión Evercore ISI “BP, PLC, SHELL y Total se cotizan a mínimos de 30 años en relación con el índice S&P 500 general. ExxonMobil se cotiza en su nivel más bajo al índice S&P 500 desde 1977”.

El contraste no puede ser mayor cuando cotejamos la cotización de las acciones y la valoración de las multinacionales petroleras con la de las compañías tecnológicas: en este momento, una acción de NETFLIX vale un 25% más que la de la ExxonMobil. Es más, el valor de mercado de TESLA, la compañía americana fabricante de vehículos eléctricos, es mayor que el de la Toyota y la Volkswagen juntas. Este es un buen indicador de hacia dónde se está moviendo el mundo.

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

Industria
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Gobernadores hacen recomendaciones al Gobierno sobre la ley de regalías

by Martín Rosas

El 12 de agosto se reunió la Federación Nacional de Departamentos con el presidente Iván Duque y su equipo de trabajo sobre el proyecto de ley 311 del 2020, que reglamentará el Sistema General de Regalías.

13 de agosto de 2020.   A continuación se presentan las conclusiones a las que llegaron los representantes de los gobernadores con el Gobierno sobre la reglamentación al Sistema General de Regalías:

  1. Se concertó una nueva fórmula para la distribución de los recursos de Asignación para la Inversión Local, 15% del Sistema General de Regalías, que pasará de beneficiar 309 municipios a más de mil.
  2. La Asignación para la Inversión Regional, que corresponde al 34% del sistema, será distribuida 100% a las regiones para proyectos de gran envergadura. El 2021 será un año de transición y a partir del 2022 los departamentos deberán garantizar el 40% en proyectos que impacten de manera significativa el territorio. Los proyectos objeto de este porcentaje serán presentados únicamente por las regiones.
  3. La distribución constitucional para la asignación regional correspondiente a los criterios de Población, Necesidad Básicas Insatisfechas y Tasa Desempleo se ponderarán de la siguiente manera: 40% Población, 50% NBI y 10% Desempleo. Esta distribución garantizará mayores recursos en los departamentos más pobres.
  4. Se conserva el Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD) de Ciencia, Tecnología e Innovación como triángulo de buen gobierno para decidir y aprobar los proyectos financiados con la Asignación para la Ciencia, Tecnología e Innovación. Esta instancia permitirá la articulación directa con los departamentos en donde se podrán ejecutar estos proyectos.
  5. Se resalta la eliminación de los OCAD Municipales y Departamentales, lo cual permitirá mejorar el trámite y aprobación de los proyectos de las entidades territoriales, por lo que aplaudimos los esfuerzos liderados por el Gobierno Nacional en esta materia.

Finalmente, la FND espera que el proyecto de ley que surte su trámite en el Congreso de La República se siga mejorando y enriqueciendo en el debate, especialmente en lo relacionado a la continuidad de las Secretarías Técnicas de los OCAD Regionales en cabeza de las regiones.

Industria
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El Grupo Energía Bogotá reforzará la red eléctrica en la costa Caribe

by Martín Rosas

La UPME le adjudicó al Grupo Energía Bogotá la construcción de la línea de transmisión Río Córdoba, desde Ciénaga hasta Santa Marta, a 220 kilovoltios, proyecto declarado urgente por el Gobierno Nacional para eliminar problemas de congestión de red en tres departamentos e interconectar las nuevas fuentes de energía renovables no convencionales.

12 de agosto de 2020.   El Grupo Energía Bogotá (GEB) sigue consolidando su participación en el negocio de transmisión de energía eléctrica en Colombia, donde ocupa el segundo lugar, con una participación del 20% de los ingresos del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

El 11 de agosto, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) le adjudicó a esta multilatina colombiana, entre cuatro oferentes, la Convocatoria UPME 10 2019, que comprende la construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión Río Córdoba – Bonda (Termocol) 220 kilovoltios (kV), con una longitud estimada de 30 kilómetros.

El proyecto se extiende desde el municipio de Ciénaga hasta Santa Marta, en el departamento de Magdalena, y permitirá reforzar la red del Caribe, fortaleciendo el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y mejorar la confiabilidad y calidad del servicio.

El Grupo Energía Bogotá desarrolla en este momento el proyecto Colectora, que permitirá incorporar al SIN las energías renovables no convencionales que se producirán en La Guajira.

La adjudicación de Río Córdoba – Bonda (Termocol) viabilizará nuevos proyectos de generación de energía de fuentes renovables no convencionales en la región Caribe, permitiendo que el GEB sigua aportando a la diversificación de la matriz energética del país.

Para el presidente del Grupo Energía Bogotá, Juan Ricardo Ortega, este nuevo proyecto reafirma el compromiso que tiene el Grupo con el desarrollo y progreso de la Costa Caribe. “Hoy estamos construyendo proyectos tan importantes como Colectora y La Loma, esenciales para desarrollar las energías renovables que Colombia requiere. El compromiso del GEB es continuar impactando positivamente la calidad de vida de los habitantes de esta región del país y nos permite reforzar la apuesta de la compañía en el desarrollo de energías renovables que hacen parte de nuestra agenda sostenible’’.

El proyecto objeto de la Convocatoria UPME 10 – 2019, línea de transmisión Río Córdoba

– Bonda (Termocol) 220 kV, hace parte del Plan de Expansión de Referencia Generación y Transmisión 2019 – 2033, elaborado por la UPME y adoptado por el Ministerio de Minas y

Energía mediante Resolución 40779 del 21 de octubre de 2019, para reforzar el SIN y solucionar problemas de red, permitir la incorporación de las fuentes de energías renovables no convencionales y garantizar la atención confiable y segura de la demanda de energía eléctrica en el mediano y largo plazo.

Por su parte, Fredy Zuleta Dávila, gerente general de Transmisión del GEB, destacó que este proyecto ayudará, además, a jalonar el progreso de la región y de sus habitantes, que para la compañía es una parte importante del retorno a la inversión que hace en las regiones.

“Una de las herramientas para ello es la incorporación del concepto de sostenibilidad, es decir, la destreza de la compañía para entender y gestionar los entornos donde se desarrollan sus actividades e innovar en los mismas, creando valor y compartiéndolo en los territorios”, concluyó Zuleta.

Industria
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Renuncia la Junta Directiva de EPM

by Martín Rosas

El pasado 11 de agosto, la Junta Directiva de Empresas Públicas de Medellín renunció en pleno. A continuación el texto de la carta enviada al alcalde de la ciudad, Daniel Quintero Calle.

12 de agosto de 2020.   Respetado Señor Alcalde, reciba un cordial saludo de parte de los miembros de la Junta Directiva de Empresas Públicas de Medellín, abajo firmantes, quienes manifestamos pleno acuerdo con lo que exponemos a continuación:

Después de analizar a fondo los distintos temas tratados en la reunión extraordinaria de Junta Directiva, presidida por Usted en la mañana de este martes 11 de agosto de 2020, consideramos importante presentar las siguientes apreciaciones sobre la propuesta de ampliación del objeto social de la Empresa.

Como consta en Actas, es cierto qué tanto en la comisión de empalme para el actual gobierno municipal, en el Comité de Estrategia e inversiones y en dos sesiones de Junta, el tema se presentó a título informativo sin que mediara discusión sobre este asunto, y tal como Usted nos lo informó, en uso de sus facultades, decidió presentar la propuesta de Acuerdo al Concejo de Medellín, sin que fuera conocida por la Junta Directiva. Sin embargo, independientemente de competencias explícitas, consideramos que un asunto relacionado con los estatutos de la Empresa, debe discutirse a fondo y buscar el concurso de la Junta Directiva como máximo órgano de la Entidad.

Ahora bien, en relación con Hidroituango y sin desconocer la necesidad de desarrollar acciones legales para proteger el patrimonio de la empresa y el vencimiento de términos, también quedó claro en la reunión que la Junta Directiva de EPM no conoció ni participó en el análisis para adelantar acciones legales contra contratistas y compañías de seguro del proyecto Hidroituango; y adicionalmente no conocemos que se hayan estructurado la matriz de riesgos para estas decisiones y sus correspondientes planes de mitigación.

Pero más allá de las explicaciones puntuales que se puedan dar a estos hechos, nos preocupa que no se estén observando las buenas prácticas de Gobierno Corporativo que han caracterizado al Grupo Empresarial EPM.

Señor Alcalde, como lo hemos recomendado reiteradamente, hacemos énfasis en que Empresas Públicas de Medellín debe enfocarse en los grandes retos que hoy enfrenta, como la terminación de Hidroituango, Caribe Mar y la atención de los efectos del COVID 19, en particular, frente a las débiles finanzas de los usuarios.

Señor Alcalde, por lo anterior y al no estar de acuerdo con el actual manejo que se le viene dando a temas tan fundamentales para el presente y futuro del Grupo EPM y el reiterado desconocimiento a la Junta Directiva, nos vemos obligados a presentar nuestra renuncia como miembros de ésta.

Lo anterior no es óbice para expresar nuestro agradecimiento por habernos permitido hacer parte de la Junta Directiva de tan querida Empresa durante su Administración.

Cordialmente, Luis Fernando Álvarez Jaramillo, Jesús Aristizábal Guevara, Andrés Bernal Correa, Javier Genaro Gutiérrez Pemberty, Oswaldo León Gómez, Gabriel Ricardo Maya Maya, Manuel Santiago Mejía Correa y Elena Rico Villegas.

Hidrógeno
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Chile financia proyecto de hidrógeno verde para la minería

by Martín Rosas

Con la meta de alcanzar la neutralidad de carbono en Chile para 2050, la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) financiará el proyecto “Hydra”, liderado por el centro de investigación aplicada de origen australiano CSIRO Chile, ENGIE y el centro de investigación minera Mining3.

11 de agosto de 2020.   El proyecto Hydra desarrollará módulos de trenes de potencia híbridos para la minería chilena, reemplazando los convencionales de diésel por unos compuestos por baterías de última tecnología y celdas de combustible de hidrógeno.

Con esta iniciativa, a futuro se podrá reducir el 100% de las emisiones de gases de efecto invernadero de los vehículos mineros, extendiéndose a todo el sector de movilidad (camionetas hasta camiones CAEX) y habilitando el desarrollo de un nuevo polo económico basado en el hidrógeno verde.

El proyecto, uno de los ganadores de la versión 2020 del Programa Innova Alta Tecnología de CORFO, buscará generar un prototipo versátil, con múltiples usos en la minería y capacidad de habilitar y generar nuevos usos del hidrógeno en el país.

“Estamos convencidos de que la reactivación sostenible es fundamental para crear una economía más resiliente y sólida para el futuro. En este sentido, fomentar el desarrollo de una nueva industria como la del hidrógeno verde, respetuosa con el medioambiente y que además inyectará más competencia y generará miles de empleos en nuestro país, es clave. Esperamos que el proyecto liderado por CSIRO Chile, que se suma a otros dos proyectos apoyados por Corfo y que fomentan el uso de hidrógeno verde en la minería, sea un gran aporte en este sentido”, señaló Pablo Terrazas, vicepresidente ejecutivo de CORFO.

Los objetivos del proyecto incluyen el diseño y fabricación de un prototipo de tren de potencia híbrida que será testeado en un banco de pruebas donde se replicarán las condiciones mineras, incluyendo su perfil de uso operacional, bajo distintas cargas, rutas y condiciones de altitud.

A su vez, se obtendrá la combinación óptima de celdas/baterías, resolverá los problemas de conexión entre estas fuentes, estudiará distintas estrategias de recarga de hidrógeno, además de colaborar en la adaptación y creación de protocolos/normativas que garanticen la seguridad en su operación a gran escala.

“Gracias al apoyo de CORFO y nuestra alianza con ENGIE y Mining3, estamos dando pasos concretos para transformar a Chile en un productor y exportador de hidrógeno verde. Con sus casi de 10 años en Chile y más de 100 en Australia, el modelo de CSIRO basado en la colaboración, pone al proyecto Hydra como una muestra concreta en este sentido”, dijo Orlando Jiménez, director ejecutivo de CSIRO Chile.

“Estamos felices de contar con el apoyo de CORFO al proyecto Hydra. Creemos que el hidrógeno renovable es clave para descarbonizar la industria minera. Esperamos unir fuerzas con CSIRO Chile y Mining3 para contribuir a la transición energética de Chile y ayudar a impulsar la economía del hidrógeno del país”, agregó Michèle Azalbert, CEO de la Unidad de Negocios de Hidrógeno de ENGIE.

Fuente: CORFO

Alternativos/Vehicular
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Enseñanzas del GNV para el futuro de los camiones eléctricos

by Martín Rosas

El 27 de junio de 2020, la Junta de Recursos del Aire de California aprobó la regla Advanced Clean Truck (ACT), que requerirá que los fabricantes de vehículos de servicio mediano y pesado (MHDV) vendan camiones de cero emisiones en el estado en porcentajes en constante aumento a partir de 2024.

Por: DANI TEUMOU

10 de agosto de 2020.   A principios de julio, 14 estados y el Distrito de Columbia declararon que colaborarían para expandir y acelerar el mercado de MHDV de cero emisiones al establecer un objetivo del 30% para que todos los camiones vendidos en esos estados sean ZEV para 2030, y todos los camiones en la carretera serán ZEV para 2050. Muchos propietarios de flotas ahora se preguntan cómo les afectarán estas políticas.

Muchas flotas de servicio mediano y pesado que operan en la actualidad ya han hecho una transición importante, de gasolina y diesel a gas natural de combustión más limpia. Aunque este cambio no sucedió de la noche a la mañana, los operadores de flotas a gas natural vehicular (GNV) ahora ven una multitud de beneficios, que incluyen ahorros significativos en el costo de combustible, una mejor experiencia del conductor, mantenimiento reducido, operaciones más limpias y reducciones de emisiones inmejorables.

Esta transición, pasar de vehículos diésel y de gasolina a los de gas natural requirió una inversión significativamente mayor, educación de conductores y mecánicos, prueba y error y más colaboración con los ingenieros de vehículos y los fabricantes de equipos originales (OEM) de lo que nadie podría haberlo anticipado. Establecer el sólido mercado actual de GNV, donde prácticamente cualquier vehículo en cualquier configuración que una flota requiera está disponible, fue un largo camino.

Décadas de co-creación del GNV

Las flotas pasaron décadas haciendo funcionar la nueva tecnología de vehículos, y dedicaron innumerables horas para adaptar la tecnología del gas natural a sus necesidades individuales. Si bien algunos operadores de flotas usan solo un tipo de vehículo, aunque pueden tener varios cientos de ellos en su flota, otros administradores de flotas deben coordinar las operaciones de docenas de diferentes tipos de MHDV que realizan trabajos específicos. 

Las flotas operadas por ciudades y condados, aeropuertos y terminales marítimas, instituciones educativas y servicios públicos tienen múltiples tipos de vehículos con especificaciones requeridas que realizan una variedad diversa y crítica de tareas.

Durante muchos años, las flotas y los fabricantes de vehículos trabajaron juntos para construir las diferentes plataformas de vehículos de gas natural capaces de hacer el trabajo. Desde camionetas con escalones hasta camiones de volteo, desde barredoras de calles hasta camiones con cangilones, la industria ahora ofrece diversos vehículos de gas natural para satisfacer las necesidades de cualquier flota. No fue hasta hace apenas seis o nueve años que la industria realmente comenzó a ofrecer un producto de gas natural consistente, tecnológica y ambientalmente superior.

El 27 de junio, la Junta de Recursos del Aire de California aprobó la regla Advanced Clean Truck (ACT), que requerirá que los fabricantes de vehículos de servicio mediano y pesado (MHDV) vendan camiones de cero emisiones en el estado en porcentajes en constante aumento a partir de 2024.

Vehículos eléctricos para satisfacer todas las necesidades

Para satisfacer las demandas operativas de las diversas flotas de hoy, los vehículos eléctricos deberán sufrir una evolución similar al GNV. Aunque se desconoce el cronograma exacto, se necesitarán años (posiblemente una década o más) para obtener esta próxima generación de tecnología avanzada de vehículos adecuada para las necesidades de cada flota. 

Han pasado 30 años desde que California ordenó por primera vez las ventas de automóviles de cero emisiones para el mercado de vehículos de pasajeros, y los vehículos eléctricos ligeros todavía están luchando por asegurar una aceptación comercial generalizada. Los fabricantes de MHDV de cero emisiones inevitablemente experimentarán problemas de crecimiento similares en el camino hacia la comercialización y la adopción de una amplia flota.

Así como los fabricantes de vehículos ligeros han necesitado décadas para producir los vehículos eléctricos de batería que los clientes desean, los fabricantes de vehículos medianos y pesados ​​también necesitarán tiempo para adaptarse y madurar a las demandas de sus clientes. La clave para el desarrollo de camiones eléctricos listos para el mercado es, por supuesto, la batería.

Encontrar el equilibrio adecuado entre la densidad de energía (rango), la descarga de energía (potencia), el peso (que afecta el rango, la potencia y la carga útil) y el costo ha demostrado ser un obstáculo importante en el desarrollo de vehículos de servicio pesado y mediano comercialmente competitivos.

Considere un administrador de flota de la ciudad que opera una barredora de calles. Lo que parece un cambio de EV fácil se complica rápidamente. El vehículo, que funciona continuamente con los cepillos y se desplaza a una velocidad baja pero constante, tiene una enorme necesidad de potencia. Este vehículo específico también tiene muy pocas oportunidades de frenado regenerativo que, de otro modo, recargaría una batería a bordo. Agregar los cientos de libras de baterías que este vehículo necesitaría para operar afecta el alcance, la potencia y la carga útil. 

Teniendo en cuenta que el vehículo debe operar en una ruta fija varias veces a la semana, no puede regresar a la base a mitad de la ruta y probablemente no tendrá acceso a cargadores rápidos de alta potencia mientras está en operación, o necesitaría cargar a través de cargadores inteligentes en ruta; son los tipos de desafíos que comienzan a surgir.

Escuchando a los clientes de flotas

Estas preguntas e inquietudes de los clientes de flotas acerca de esta emocionante y desafiante transición en el transporte por carretera no son nuevas para el equipo de Trillium. 

Independientemente del combustible que pueda necesitar una flota, Trillium trabaja junto con los clientes para identificar las soluciones que funcionan mejor para sus operaciones: equilibrando el costo, la confiabilidad, los plazos de implementación, los objetivos de sostenibilidad, la ubicación y la escala. Trabajando juntos, encontraremos las respuestas que funcionen mejor para su flota.

Fuente: Trillium

Opinión
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Un precedente funesto para los proyectos de energía de la Costa

by Martín Rosas

Mis palabras, pronunciadas en la plenaria del Senado de la República el 28 de julio de 1998, con ocasión de un debate de control político a raíz de la decisión del Gobierno Nacional, que no compartí, de liquidar a las electrificadoras subsidiarias de Corelca para privatizar la prestación del servicio de energía eléctrica en la región Caribe resultaron premonitorias: ‘vamos a salir de las llamas para caer en las brasas’.

Por: AMYLKAR ACOSTA*

10 de agosto de 2020.   Han transcurrido más de dos décadas durante las cuales, lejos de mejorar la prestación del servicio como se prometió, Electricaribe, que fue la empresa que lo asumió, se convirtió para sus usuarios en una verdadera pesadilla, en una calamidad pública, al punto que a la postre el mismo Gobierno Nacional se vio en la penosa necesidad de intervenirla y posteriormente liquidarla. 

El departamento de La Guajira no es la excepción sino la regla, dado que por estar en la cola del sistema, ha llevado la peor parte, al tener que soportar con estoicismo y con paciencia los continuos apagones, racionamientos no programados disfrazados de “mantenimiento”, así como las oscilaciones de voltaje, con el daño consiguiente de los artefactos eléctricos.

Un estudio técnico adelantado por la UPME llegó a la conclusión, aludiendo a esta falencia, que “la ausencia de las obras de refuerzo eléctrico implica una situación de desatención del abastecimiento de energía en su área de influencia”.

Entonces, para mejorar la prestación del servicio se requiere contar con un anillo eléctrico que le de redundancia a la red de transmisión entre los municipios de Riohacha y Maicao, anudada con la subestación eléctrica de Cuestecitas. Con tal fin, ideamos e impulsamos desde el Senado de la República dicho proyecto, con la mira puesta en estabilizar la prestación del servicio de energía y mitigar las contingencias a las que aún están expuestos los usuarios. 

Años más tarde, como ministro de Minas y Energía retomé el tema. En efecto, prioricé dicho proyecto en el Plan5Caribe para su ejecución, con mensaje de urgencia, como quedó consignado en la Resolución 093 de 2014 de la CREG.

En 2016, finalmente, el Gobierno Nacional adjudicó el contrato para ejecutar este proyecto a la firma Elecnorte. Tal y como lo dispone la normatividad legal esta procedió a tramitar la Licencia ambiental y a adelantar las consultas previas correspondientes. Corpoguajira le otorgó la Licencia, la cual conlleva un plan de manejo ambiental (PMA) que incorpora las medidas de mitigación y reparación a que hubiera lugar, las cuales debió asumir la empresa ejecutora de la obra.

Por su parte, el Ministerio del Interior debía certificar, como en efecto lo hizo, las comunidades con las que se deberían adelantar las consultas previas, las que se efectuaron satisfactoriamente con las 154 comunidades entre indígenas y afrodescendientes debidamente certificadas el 11 de septiembre de 2018.

Palos en la rueda

Pero, como no faltan quienes le metan palos en las ruedas para entorpecer el avance de proyectos que como este son de interés colectivo, poniendo en primer lugar sus intereses personales, empezaron a torpedear el avance de la obra. Se interpuso una acción de tutela en la que se alegaba que algunas comunidades habían sido excluidas de dichas consultas, la que en primera instancia fue fallada a favor de las mismas, pero posteriormente fue revocada por el Tribunal Superior de Riohacha el 22 de julio de 2019, por no encontrar mérito para ello ni fundamento en sus pretensiones.

No obstante, 32 meses después del Acuerdo suscrito por la empresa con las comunidades debidamente certificadas por el Ministerio del Interior con las que se adelantaron las consultas previas y cuando solamente falta el 10% para terminar el tendido de las líneas y así contar con un sistema redundante que garantice una notoria mejoría en la prestación del servicio, nuevamente y aludiendo los mismos motivos, se presenta una nueva tutela. Esta vez ante el Juzgado penal de circuito y este, sin verificar siquiera la existencia de la “exclusión” que se aduce, contrariando lo dispuesto por el Tribunal Superior, procedió a fallar favorablemente el pasado 21 de julio y lo que es peor ordenó suspender las obras, con grave perjuicio para más de 700.000 usuarios del servicio de energía.

Esto, a todas luces, es un despropósito, tanto más en cuanto que ordenar la parálisis de la ejecución de este importante proyecto es una medida desproporcionada, habida consideración de que si de lo que se trata es de salvaguardar el derecho a la consulta previa que demanda la parte interesada, según Sentencia de la Corte Constitucional SU -123 de 2018 “la consulta procede aun cuando el proyecto esté en marcha e incluso cuando haya finalizado”.

Cabe preguntarse en dónde queda la seguridad jurídica, acaso la competencia para determinar cuál o cuales comunidades deben ser objeto de la consulta previa no es el Ministerio del Interior o ello quedará a merced de los jueces, que contravienen los fallos de sus superiores, pues para ellos no hay cosa juzgada.

Como dice el adagio popular, cada loro en su estaca, de lo contrario situaciones como estas se van a seguir presentando, al dar pábulo para que se abuse de la Consulta previa como derecho fundamental consagrado en el artículo 7 del Convenio 169 de la OIT, distorsionándola y desnaturalizándola con el propósito de sacar provecho indebido de la misma.

Este es un precedente funesto y si no se le pone coto, el uso y abuso de las consultas previas por parte de impostores que usurpan y se arrogan la representación de las comunidades en su propio beneficio, pueden dar al traste con los 14 proyectos ya aprobados y contratados para instalar 9 parques eólicos y 5 granjas solares en La Guajira y el Cesar, con los cuales Colombia está dando los primeros pasos de su Transición Energética hacia la generación de energía renovable y limpia, diversificando su matriz energética e imprimiéndole una mayor resiliencia frente al Cambio climático.

Está de por medio, además, una inversión inicial de $10 billones y la generación de 50.000 empleos, beneficio este que terminará extendiéndose al resto del país garantizándole mayor confiabilidad y firmeza a la prestación del servicio de energía.

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

Alternativos/Vehicular
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Asociación europea del GNV se manifiesta sobre el Green Finance Taxonomy

by Martín Rosas

La reciente adopción del Reglamento de Taxonomía por el Parlamento Europeo marca el paso legislativo final para crear la primera clasificación ecológica mundial de actividades económicas sostenibles.

7 de agosto de 2020.   Al reorientar las inversiones del sector privado hacia tecnologías y empresas ecológicas, la nueva legislación servirá como guía para que la Unión Europea (UE) alcance la neutralidad climática en 2050. Esto debería suceder con la ayuda de actos delegados que contengan criterios técnicos específicos para complementar los principios establecidos en el Reglamento de Taxonomía.

Esperados para fines de este año, estos nuevos criterios perfilarán qué tecnologías serán dignas de un futuro a prueba de sostenibilidad. Y aquí es donde un simple detalle esconde grandes dificultades técnicas.

El diablo está en los detalles… técnicos

El Grupo de Expertos Técnicos (TEG) sobre el informe de Finanzas Sostenibles ha sido fundamental para dar forma a esos nuevos criterios. Para el capítulo de transporte, el informe utiliza un enfoque de tubo de escape para evaluar el rendimiento de los diferentes combustibles en términos del impacto de las emisiones de CO2. Pero esto no refleja la huella de carbono real de los diferentes combustibles y las soluciones de movilidad de bajas emisiones. Además, los umbrales más estrictos introducidos por el TEG no están alineados con las políticas actuales de transporte y energía de la UE, creando un marco legal engañoso.

La UE necesita comenzar el proceso de descarbonización a partir de hoy. Si este es el objetivo, la pregunta consiguiente es si el enfoque del tubo de escape es la opción correcta para capturar todas las soluciones viables disponibles en el mercado para descarbonizar la movilidad. La respuesta es no: tal como está ahora, existe el riesgo de que la Taxonomía se convierta en otra herramienta legislativa que fuerce la dinámica del mercado y reduzca las opciones a un conjunto exclusivo de soluciones predefinidas.

Las ambiciones más altas sin un marco de políticas adecuado solo darían lugar a la eliminación gradual de esas tecnologías, como los vehículos a gas natural, cuyos beneficios ambientales están bien probados. Esto iría en contra del objetivo general del Acuerdo Verde Europeo, que es lograr una transición justa e inclusiva hacia la neutralidad de carbono en beneficio de todos los ciudadanos europeos.

Excluir el gas en el transporte, una oportunidad perdida

El gas renovable es una opción de combustible asequible para los consumidores, una solución para descarbonizar la movilidad en Europa y una fuente de empleos locales. Sin embargo, con demasiada frecuencia los legisladores se olvidan de estas enormes oportunidades disponibles.

El gas renovable, como el biometano, acelera la reducción de las emisiones de GEI en el sector del transporte. Ya el 17% del gas renovable se utiliza en el sector del transporte de la UE en forma de bioGNC y bioGNL, lo que eleva la reducción de emisiones de CO2 hasta casi un 40% en comparación con la gasolina.

Con vías de producción basadas en la trayectoria de la economía circular, el gas renovable sigue siendo la alternativa más asequible y accesible a los combustibles convencionales, a la vez que mantiene una compatibilidad total con la infraestructura de gas y los vehículos a gas natural existentes.

En otras palabras, el gas renovable es el habilitador de una movilidad libre de carbono, generando ahorros de carbono no en el futuro, sino en la actualidad, gracias a una flota existente de aproximadamente 1,5 millones de vehículos en Europa.

El gas natural en el transporte complementa el proceso de electrificación paralela, al tiempo que puede recibir una mayor proporción de gas renovable, incluida la opción de mezclar hidrógeno.

Cómo integrar múltiples soluciones

Elegir hoy la tecnología de 2050 no es una fórmula simple y lineal que debería resultar en cero emisiones. El objetivo de la descarbonización a largo plazo debe alcanzarse con una hoja de ruta sólida basada en un enfoque incremental.

La taxonomía debe contribuir a la creación de un camino hacia este objetivo, con un fuerte enfoque en soluciones rentables que puedan poner en marcha el proceso de descarbonización de inmediato, y con una perspectiva clara y estable de la inversión ya establecida o planificada. De lo contrario, el riesgo es perderse las acciones a corto plazo que podrían cambiar el juego en el camino hacia la descarbonización.

La Directiva de Vehículos Limpios (CVD) y el Reglamento de Finanzas Sostenibles comparten el mismo objetivo, que es incentivar la descarbonización de la economía mediante la transmisión de inversiones hacia las tecnologías más sostenibles.

La CVD se centra en la descarbonización del sector del transporte mediante el establecimiento de objetivos mínimos de contratación pública para los Estados miembros al comprar vehículos ligeros y pesados. Como tal, ya proporciona esas condiciones y umbrales específicos que un vehículo necesita para calificar como “limpio”. Por lo tanto, los criterios de la CVD, incluso si todavía falta la consideración correcta para el gas renovable, deben reflejarse en la Green Finance Taxonomy.

Taxonomía en la línea de fondo

Mientras que garantiza la coherencia, esta simplificación legislativa propuesta ayudará a alejarse de una perspectiva pura del tubo de escape, incluyendo más soluciones además de la electrificación y el hidrógeno que pueden contribuir efectivamente al proceso de descarbonización.

La descarbonización del sector del transporte no puede permitirse ningún retraso extra que pueda poner en peligro el logro de los objetivos climáticos de 2050. Mientras esperamos que las tecnologías innovadoras alcancen la comercialización y la producción crítica a escala industrial, debemos aprovechar las soluciones actuales. De lo contrario, la espera será aún más perjudicial y las inversiones en mitigación tendrán que aumentar sustancialmente a costa del medio ambiente.

Fuente: NGVA Europe

Industria
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Proyecto de ley para reglamentar la reforma al Sistema General de Regalías

by Martín Rosas

El proyecto de ley que regulará la reforma al Sistema General de Regalías aprobada en diciembre de 2019, duplica la asignación para los territorios productores, pasando de 11% a 25%.

6 de agosto de 2020.  Los Ministerios de Minas y Energía, y de Hacienda y Crédito Público, con el apoyo del Departamento Nacional de Planeación (DNP), radicaron ante el Congreso de la República el proyecto de ley que regulará la reforma al Sistema General de Regalías, aprobada el 26 de diciembre de 2019.

«Con la reforma al Sistema General de Regalías, aprobada por unanimidad el año pasado, se aumentan los recursos para los municipios más pobres del país y las asignaciones directas para los territorios productores de minería e hidrocarburos, manteniendo la inversión regional en beneficio de todos los departamentos y municipios de Colombia. Además, por primera vez se destinarán recursos de regalías para el ambiente y desarrollo sostenible», expresó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

El proyecto de ley tiene por objeto determinar la distribución, objetivos, fines, administración, ejecución, control, el uso eficiente y la destinación de los ingresos provenientes de la explotación de los recursos naturales no renovables, precisando las condiciones de participación de sus beneficiarios.

«Con esta ley estamos reglamentando un Sistema General de Regalías más descentralizado, donde las regiones que más producen tendrán más recursos que las no productoras y donde habrá menos  gasto de funcionamiento y menos trámites administrativos», dijo el director del DNP, Luis Alberto Rodríguez.

A las comunidades étnicas se destinarán recursos de asignaciones locales y por primera vez los pueblos Indígenas, Negros, Afrocolombianos, Raizales y Palenqueros y los Rrom, tendrán asiento, voz y voto en los espacios donde se aprueban los proyectos de inversión y en el órgano rector del Sistema General de Regalías, la Comisión Rectora.

«Nosotros tenemos que pensar, en construcción con los mandatarios locales, en que las regalías deben ser uno de los grandes motores de la reactivación económica del país. Todos tenemos que trabajar en un esquema de reactivación a través de las regalías, para la postpandemia, y ahora mismo de ejecución rápida de los proyectos y utilizar los saldos para ejecutarlos. Desde Hacienda nos parece realmente importante utilizar esos recursos para ese fin», indicó el viceministro de Hacienda Juan Alberto Londoño.

Este proyecto se radica con mensaje de urgencia para que sea tramitado de forma simultánea en las comisiones de Senado y Cámara del Congreso de la República.

Principales cambios del proyecto de ley

En el proyecto se define la metodología para el cierre de brechas, con el propósito de lograr la equidad entre los territorios, disminuir los índices de pobreza y aumentar la competitividad del país en los siguientes aspectos:

  • Incremento de asignaciones directas y asignación local: se robustece la asignación para los municipios y departamentos productores de recursos naturales no renovables, así como para aquellos por donde se transportan estos recursos o derivados de los mismos y la participación de los municipios más pobres del país.
    • Se duplica la asignación para los territorios productores, pasando de 11% a 25%.
    • Los municipios con mayores necesidades básicas insatisfechas recibirán más recursos, pasando de recibir un 10,7% a un 15% del total de regalías.
  • Se mantiene la asignación del 34% para la Inversión Regional.  La distribución se realizará así: 50% por departamentos y el 50% restante por regiones a través de la bolsa competitiva. Para el efecto, se mantiene el OCAD Regional.
  • La reforma acelera la destinación de un 7% el presupuesto de regalías para la implementación de una paz con legalidad.
  • Los recursos para las Asignaciones para el Ambiente y para la Ciencia, Tecnología e Innovación, los cuales se ejecutarán a través de convocatorias públicas, abiertas y competitivas, pasan del 9,5% al 10%.
  • Por primera vez, se asignarán recursos para la conservación de las áreas ambientales estratégicas y la lucha nacional contra la deforestación.
  • Se fortalecerá la autonomía de las entidades territoriales, para lo cual se propone para las asignaciones directas y la asignación local la eliminación de los Órganos Colegiados de Administración y Decisión – OCAD. La formulación, viabilidad, priorización y aprobación estarán en cabeza de cada entidad territorial beneficiaria, atendiendo la metodología para la priorización de sectores de inversión para el cierre de brechas y reducción de la pobreza. Se propone la realización de evaluaciones de desempeño que permitan determinar la adecuada o inadecuada gestión de los recursos del Sistema. Se activarán mecanismos de seguimiento, acompañamiento y protección de los recursos para los municipios y departamentos que se ubiquen en rangos críticos de gestión. 
  • Ejercicios de planeación, en los cuales se identifiquen y prioricen iniciativas o proyectos a ser financiados con recursos de regalías, que hayan facilitado la participación de diferentes actores locales y regionales. Para la Inversión Regional los ejercicios serán liderados por los Gobernadores con posible apoyo de las Comisiones Regionales de Competitividad e Innovación. Para las asignaciones locales y directas serán liderados por los Gobernadores y Alcaldes, que podrán ser apoyados por la Federación Colombiana de Municipios, la Federación Nacional de Departamentos y la Asociación Colombiana de Ciudades Capitales, respectivamente, a través de mesas de participación.
Alternativos/Vehicular
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Gas natural, electricidad e hidrógeno para incentivar la movilidad limpia

by Martín Rosas

5 de agosto de 2020.   “Las ciudades colombianas que impulsan la movilidad limpia pueden incentivarla con mayor uso de gas natural, electricidad o hidrógeno”, planteó el presidente del Consejo Mundial de Energía Colombia (WEC por su sigla en inglés), José Antonio Vargas, en la clausura del foro virtual sobre calidad del aire que se convocó en conjunto con Naturgas.

Adicionalmente, el directivo señaló que se deben crear estímulos que permitan generar efectos positivos en el desarrollo de la movilidad sostenible en toda la cadena de transporte de carga, como créditos directos, garantías y financiamiento especializado.

“La calidad del aire no es un tema del futuro, es una estrategia que se requiere para ya, por lo que el liderazgo de las administraciones en las ciudades donde se cuenta con planes de esta naturaleza será determinante”, aseguró el presidente de WEC Colombia.

Además, Vargas destacó que “el mercado de los vehículos eléctricos e híbridos en Colombia reflejó en julio un crecimiento de 107% frente al mismo mes del año pasado, un hito para el sector, dado que se produjo en medio de la pandemia de la Covid19. Si se consideran los primeros siete meses del año respecto de 2019, la variación positiva es del 87%, alcanzando 2.198 unidades”, de acuerdo con estadísticas de la firma Andemos, que recoge PortalMovilidad.com

Esto demuestra que el camino hacia la nueva normalidad confirma la necesidad de acelerar la movilidad limpia, a partir de fuentes energéticas descarbonizantes como gas natural, electricidad e hidrógeno.

Igualmente, el directivo recomendó incluir en los planes de ordenamiento territorial y nuevos desarrollos urbanísticos la infraestructura que permita expandir la movilidad sostenible, como estaciones de carga para las energías antes mencionadas, y también la creación de zonas cero emisiones.

Vargas destacó el papel que vienen desempeñando entidades públicas y compañías privadas en la Mesa de Movilidad que constituyó en la Cámara de Comercio de Bogotá, donde se ha consolidado el Clúster de Energía Eléctrica, en la que participan decenas de empresas, entidades y universidades.

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