Autor: Martín Rosas

Gas Natural
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Colombia: demanda de gas natural crecerá 1,63% en el periodo 2019–2023

by Martín Rosas
  • De acuerdo con estimaciones de Concentra, se espera que la demanda nacional, sin incluir el sector termoeléctrico y los consumos de Ecopetrol, presente una tendencia al alza en los próximos cinco años, teniendo una tasa anual promedio de crecimiento de 1.63 %.

6 de abril de 2019.   En el estudio de pronóstico que realizó Concentra Inteligencia de Mercado sobre la demanda de gas natural en Colombia para el período 2019-2023, se espera que el sector que tenga un mayor crecimiento sea el comercial, con una tasa anual promedio de crecimiento de 3.31 %, seguido por el sector residencial y la industria no regulada, con tasas de crecimiento anual promedio de 2.84 % y 1.90 % respectivamente.

Por el contrario, se estima que el sector que tendrá la desaceleración más notaria será el gas natural vehicular (GNV), con una tasa anual promedio de crecimiento negativo de 3%, bajo las condiciones actuales del mercado.

“Debe tenerse en cuenta que para el pronóstico realizado no se tienen en cuenta externalidades tales como políticas públicas o desarrollos tecnológicos, que tienen especial incidencia para el desarrollo de este sector”, señala el informe.

El objetivo de este informe es suministrar al mercado de gas la información necesaria para ayudar a disminuir la incertidumbre y el riesgo en la toma de decisiones. Los análisis incluyen la demanda regulada de los sectores residencial, comercial e industria regulada y en la demanda no regulada los sectores gas natural vehicular, petroquímica, transportadores e industria no regulada.

Con la suma de los sectores descritos anteriormente, se observa un consumo de gas estable durante los últimos cinco años. Esta demanda osciló alrededor de los 570 GBTUD, teniendo su pico en junio de 2014 con 615 GBTUD. El mayor consumo promedio anual fue en el año 2014 con 591 GBTUD, disminuyendo paulatinamente en los siguientes años, hasta ubicarse en 565.9 GBTUD en el 2018. La mayor variación anual se da en el periodo 2015-2016, donde se pasa de un consumo promedio anual de 582.6 GBTUD a 560.8 GBTUD, que representó una disminución de 4 %.

Para la suma de los sectores pronosticados por CONCENTRA, se tiene una tasa anual promedio de crecimiento de 1.63 % para el periodo 2019-2023. Para el año 2019 se espera se presente la mayor tasa, siendo esta de 3.1 %. De igual manera, para el 2021 se espera que el consumo aumente 1.1 % en comparación a 2020. Se estima que la suma de estos sectores tendrá un consumo promedio en el año 2019 de 583.2 GBTUD, pasando a un promedio anual de 591.9 GBTUD en el 2020 y de 598 GBTUD en el 2021.

Industria no regulada

La industria no regulada ha presentado una tendencia decreciente en los últimos 5 años, pasando de un promedio anual de 251.7 GBTUD en 2014 a 241.7 GBTUD en 2018. El 2017 es el único año que presenta un incremento durante este periodo, pasando de un promedio anual en 2016 de 241.9 GBTUD a 245.5 GBTUD.

La demanda de la industria no regulada considera una tasa anual promedio de crecimiento de 1.9% entre 2019 y 2023, teniendo la mayor tasa de crecimiento en el 2019 con 3.4%, seguida de 2.1% para el año 2020. Esto va en concordancia con lo observado para el primer mes de 2019, donde la producción industrial creció alrededor del 3.5%.

Se espera que para el 2019, el consumo promedio sea de 250.0 GBTUD. Se estima que para el año 2020 el consumo anual promedio será de 255.1 GBTUD, 258.2 GBTUD en 2021 y 262.3 GBTUD en 2022.

Residencial

En el sector residencial se observa una tendencia creciente durante los últimos 5 años, lo que es coherente con la ampliación de cobertura alcanzada, presentando una tasa de crecimiento promedio anual de 3%. Durante este periodo la mayor variación en consumo se dio entre el año 2016 y 2017, donde se pasó de un consumo promedio anual de 136.7 GBTUD a 146.2 GBTUD, lo cual representó un incremento cercano a 7%.

Se espera una tendencia creciente para la demanda residencial, teniendo una tasa anual promedio de crecimiento de 2.84% entre 2019 y 2023. Se espera la mayor tasa de crecimiento en el año 2019, con un crecimiento de 3.8%, seguido por 2.7% en el 2020. De acuerdo con los valores pronosticados, se estima que el consumo de 2019 se ubicará alrededor de los 154.8 GBTUD. Para el 2020 se espera un consumo promedio anual de 159.0 GBTUD; 163.2 GBTUD para el 2021, y 167.5 GBTUD para el 2022.

Comercial

La demanda para el sector comercial entre el 2014-2018 presentó una tasa de crecimiento promedio anual de 1%. Lo anterior, se justifica en el hecho de que para el 2014 la demanda promedio anual se encontraba en 41.1 GBTUD, pero disminuyó a 38.5 GBTUD y 38 GBTUD en 2015 y 2016 respectivamente. No obstante, este comportamiento se vio revertido en 2017 y 2018 donde el consumo promedio anual aumentó a 38.2 GBTUD y 41.7 GBTUD respectivamente.

La evolución del sector comercial evidencia una tendencia al crecimiento, teniendo una tasa anual promedio de 3.31% entre 2019 y 2023. Se espera que la tasa de crecimiento anual más alta de este periodo sea de 6.3 % en 2019, seguidas por tasas de 2.7% y 2.5% en 2020 y 2022 respectivamente. Se espera un consumo promedio de 44.3 GBTUD en 2019. Para el 2020 se espera un consumo promedio anual de 45.5 GBTUD, aumentando a 46.7 en 2021, hasta alcanzar los 49 GBTUD en 2023.

Gas Natural Vehicular

El Gas Natural Vehicular (GNV) presentó una tendencia a la baja durante los últimos 5 años, con una tasa de crecimiento negativa de -9%, pasando de un consumo promedio anual de 86.5 GBTUD en 2014 a 83.9 GBTUD, 71.8 GBTUD, 62.5 GBTUD y 57.9 GBTUD para los años 2015, 2016 2017 y 2018 respectivamente.

En los próximos años se espera una tendencia a la baja para el consumo de GNV. Se espera una tasa anual de decrecimiento promedio de 3.04% entre 2019 y 2023. Se estima que el consumo promedio de 2019 se ubicará en 57.5 GBTUD y seguirá disminuyendo en el año 2020, donde se tendrá un consumo promedio anual de 55.1 GBTUD. 

Industria regulada

La industria regulada tuvo una demanda estable durante el periodo 2014-2018, donde las mayores fluctuaciones se presentaron en 2015. Este sector ha tenido una tasa de crecimiento promedio anual negativa de -1%, ocasionada principalmente por la disminución de la demanda en los últimos 4 años, donde el consumo ha oscilado alrededor de los 20 GBTUD.

La demanda de la industria regulada permanecerá estable durante los próximos años, con una tasa anual promedio de crecimiento de 0.32 % entre 2019 y 2023. El mayor crecimiento se espera ocurra en 2020, con una tasa de 1.6%. El consumo promedio para 2019 será de 19.5 GBTUD, pasando a un promedio anual de 19.8 GBTUD en 2020. Para el periodo restante, 2021-2023, se espera un consumo promedio anual que oscilará alrededor de los 19.8 GBTUD.

Transportadores

Para el sector de las empresas transportadoras de gas natural, la demanda ha permanecido estable durante los últimos 5 años, oscilando alrededor de los 25 GBTUD; sin embargo, para el año 2018 el consumo promedio anual aumento a 26.8 GBTUD, lo cual se traduce en un crecimiento de 5 % con respecto a 2017.

Para los próximos años se espera una tendencia leve de aumento del consumo de gas de los transportadores, con una tasa anual promedio de crecimiento 1.4% entre 2019 y 2023. Se espera que el consumo promedio del 2019 sea de 26.9 GBTUD y oscile entre los 27 GBTUD y 28 GBTUD promedio anual para el período 2020–2023.

Petroquímico

El sector petroquímico presentó los comportamientos más volátiles de la demanda, oscilando entre 22 GBTUD y 10 GBTUD. Su comportamiento durante los últimos 5 años ha sido a la baja, teniendo una tasa de crecimiento promedio anual negativa de -3%. Lo anterior se evidencia en las reducciones de la demanda durante el 2014-2016, donde se pasó de 20.3 GBTUD a 16.9 GBTUD.

Se prevé que el sector petroquímico presente un comportamiento estable entre 2019 y 2023, siendo el 2019 el año de mayor crecimiento, con una tasa de 1.8%. Para 2019 se espera un consumo promedio de 18.3 GBTUD, disminuyendo a 18.1 en 2020. En los años restantes se espera que el consumo oscile alrededor de los 18 GBTUD.

Alternativos
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Inauguran la planta fotovoltaica más grande de Colombia

by Martín Rosas
  • La instalación de 86,2 MW ubicada en el departamento de Cesar, representa el 80% de la capacidad instalada de energía solar en Colombia. La energía generada por El Paso podrá suplir las necesidades de consumo de energía de aproximadamente 400.000 personas.

5 de abril de 2019.    Enel, a través de su filial de renovables Enel Green Power Colombia (EGPC), inauguró El Paso, la planta solar más grande construida hasta la fecha en el país, con una capacidad instalada de 86,2 MW. Ubicado en el departamento del Cesar, al norte del país, El Paso representa el 80% de la capacidad instalada de energía solar en Colombia. El Grupo invirtió alrededor de 70 millones de dólares en la construcción de la instalación.

La planta fue inaugurada durante una ceremonia a la cual asistió el presidente la República, Iván Duque; la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez; el gobernador de Cesar, Francisco Ovalle; el alcalde de El Paso, Hidalfo de La Cruz; así como el Director General de Enel en Sudamérica, Maurizio Bezzeccheri; el gerente de Enel Green Power en Sudamérica, Antonio Scala, y el director General de Enel Colombia, Lucio Rubio Díaz, entre otras autoridades y directivos. 

“La primera planta solar fotovoltaica de Enel Green Power en Colombia representa un hito importante para el grupo y para el sector energético del país”, manifestó Antonio Scala, gerente de Enel Green Power en Sudamérica.

“Este país representa un mercado ideal para los proyectos de energía verde ya que cuenta con vientos fuertes y altos niveles de radiación solar, además de su ya avanzado sector hidroeléctrico. Al construir el Parque Solar El Paso y trabajar hacia un portafolio diversificado de proyectos renovables en todo Colombia, estamos fortaleciendo nuestro compromiso con la transición energética y el desarrollo sostenible del país, al mismo tiempo que ampliamos aún más nuestra considerable huella renovable en Sudamérica”, agregó.

El parque solar ocupa un área cercana a las 210 hectáreas, y está compuesto por cerca de 250.000 paneles solares instalados sobre una innovadora estructura que cuenta con tecnología de punta que permite seguir el sol para maximizar la producción de energía.

El Paso podrá producir alrededor de 176 GWh al año, que abastecerían las necesidades energéticas anuales de aproximadamente 102.000 hogares colombianos, cerca de 400.000 mil personas (comparable a una ciudad como Valledupar), mientras evita la emisión anual de alrededor de 100.000 toneladas de CO2 a la atmósfera.

El Parque Solar El Paso es la primera planta de energía renovable no convencional con despacho centralizado de Colombia, lo que significa tener compromisos diarios de entrega de energía a la red, tal y como lo hacen las otras plantas de generación convencional.

Además, El Paso recibió asignación de obligaciones de energía firme, es decir, la capacidad de generar energía de manera constante, igual a 87,6 GWh/año a partir de diciembre de 2022, en la subasta de Cargo por Confiabilidad realizada en febrero pasado, donde por primera vez participaron las energías renovables no convencionales.

“Estamos haciendo realidad el sueño de los colombianos de diversificar, complementar y mejorar la competitividad de nuestra matriz energética, con fuentes alternativas como sol y viento. La Costa Caribe, particularmente, tiene una oportunidad única gracias al potencial en energía solar y eólica que impulsará la transformación energética de Colombia. El parque solar El Paso contribuirá al desarrollo de un sistema de energía eficiente, confiable y sostenible. Además, proyectos como este representan nuevas oportunidades de empleo, inversión y desarrollo para el país y las regiones”, dijo la ministra María Fernanda Suárez.

La Ministra agregó que la velocidad del viento en La Guajira, por ejemplo, es el doble que la del promedio mundial, y la región cuenta, además, con una de las luminosidades más altas. “El potencial de recursos eólicos y solares en esta región puede ser mayor que el potencial hídrico a nivel nacional”, agregó.

La construcción de El Paso se basó en el modelo de «sitio de construcción sostenible» de Enel, que incorpora el uso racional de los recursos, como los sistemas de ahorro de agua y los procesos de reciclaje. Adicionalmente, se ha planeado que El Paso se integre con el entorno y las comunidades, y su diseño incluye un corredor ambiental que permitirá que la vida silvestre pase por el sitio del proyecto.

La construcción de El Paso es un paso más hacia la consecución del objetivo de Colombia de instalar 1.500 MW de capacidad renovable para el 2022. La implementación de esta estrategia ayudará al país a diversificar aún más su matriz de generación, impulsando la resiliencia y sostenibilidad de la cadena de valor energético de Colombia.

Hidrógeno
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Desarrollan cruceros a hidrógeno de cero emisiones

by Martín Rosas
  • Un transporte marítimo responsable y sin emisiones no solo es necesario para el medio ambiente, sino que también contribuirá en gran medida a la calidad de la experiencia de los cruceros.

5 de abril de 2019.   La División de Conversión de Energía de GE y Nedstack, fabricante líder de pilas de combustible, están desarrollando sistemas de pilas de combustible de hidrógeno para alimentar cruceros de cero emisiones.

Esta asociación reúne la experiencia reconocida de GE en energía eléctrica y soluciones de propulsión para cruceros más la capacidad de integración del sistema, con la amplia experiencia de Nedstack en tecnología de pilas de combustible de hidrógeno a escala de megavatios. El resultado será soluciones de pilas de combustible altamente eficientes que permitirán una industria sin emisiones.

La industria de cruceros comparte la responsabilidad conjunta de eliminar los posibles impactos negativos que podría tener en las comunidades portuarias, la salud de los pasajeros y el personal, y en el medio ambiente en general. Los armadores ya están bajo presión para cumplir con las regulaciones sobre límites de azufre reducido que entrarán en vigencia el próximo año. Tanto la Organización Marítima Internacional (IMO) como las regulaciones regionales exigen que los buques marinos reduzcan las emisiones o las eliminen por completo.

“Las soluciones de energía limpia existentes se centran en reducir las emisiones. Eliminar todas las emisiones exige un cambio de paradigma; es por eso que GE y Nedstack han trabajado extensamente en ‘maritimizar’ la tecnología de pilas de combustible para crear una alternativa total de cero emisiones que realmente satisfaga las necesidades de la industria de cruceros del futuro”, dijo Arnoud van de Bree, CEO de Nedstack.

“Estamos orgullosos de trabajar con Nedstack en lo que creemos será un punto de inflexión para la industria de cruceros. Esta asociación reúne a una gran cantidad de expertos que encabezan esta innovación tan necesaria. Dado el cambiante panorama regulatorio del sector del transporte marítimo, esta innovación no podría ser más oportuna”, dijo Ed Torres, CEO de Marine y O&G, División de Conversión de Energía de GE.

GE y Nedstack prevén utilizar esta tecnología en buques de pasajeros, reemplazando los motores diésel tradicionales con pilas de combustible y el fueloil pesado (HFO) con hidrógeno.

Hasta ahora, ambas compañías diseñaron el concepto para una planta de energía de pila de combustible de hidrógeno de dos megavatios en un buque de expedición. El resultado de la revisión ha sido altamente positivo y plausible. El objetivo final es un verdadero sistema de cero emisiones que permitirá crear los primeros cruceros sostenibles y limpios del mundo.

Fuente: Nedstack

Industria
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Gobierno colombiano radicó reforma al Sistema General de Regalías

by Martín Rosas

Las zonas productoras tendrán un porcentaje de distribución entre el 30% y el 50% del total de los ingresos corrientes del Sistema General de Regalías, manteniendo la inversión de las regiones no productoras.

5 de abril de 2019.   El Gobierno Nacional, con el apoyo de congresistas de diferentes bancadas, presentó este jueves el proyecto de acto legislativo de reforma al Sistema General de Regalías (SGR) con el objetivo de fortalecer la participación de las entidades territoriales beneficiarias de las asignaciones directas, manteniendo la inversión en las regiones no productoras.

Asimismo, el proyecto busca ajustar el funcionamiento y operación del Sistema para hacer más ágil y eficiente la ejecución de los recursos, permitiendo que se conviertan en obras y beneficios para las regiones. Los principales aspectos de la reforma propuesta son:

  1. Los departamentos y municipios en cuyo territorio se adelante la producción de recursos naturales no renovables, así como los municipios con puertos marítimos y fluviales por donde se transporten dichos recursos o productos derivados de los mismos tendrán un porcentaje de distribución entre el 30% y el 50% del total de los ingresos corrientes del SGR, manteniendo las inversiones de las zonas no productoras. El incremento para las regiones productoras resultará de menores gastos de funcionamiento del Sistema y de un nuevo mecanismo de estabilización de ingresos. 
  2. Se propone rediseñar los Órganos Colegiados de Administración y Decisión (OCAD), que actualmente viabilizan, priorizan y aprueban los proyectos de inversión. La instancia encargada de definir los proyectos de inversión y sus mecanismos de aprobación será determinada por medio de una Ley que desarrollará la presente reforma y que será presentada por el Gobierno Nacional, una vez aprobado el acto legislativo.
  3. Los ingresos del SGR se destinarán a la financiación de proyectos de inversión para el desarrollo social, económico y ambiental de las entidades territoriales; a la generación de ahorro, para el pasivo pensional y la estabilización de las asignaciones directas; así como la operatividad y administración de este Sistema.
  4. Se buscará simplificar la distribución de los recursos de inversión en dos grandes asignaciones: territorial y regional. En la asignación regional se destinarán recursos para: ciencia, tecnología e innovación, y la inversión regional para las entidades territoriales.
  5. Se mantendrán vigentes el parágrafo 4° y los parágrafos transitorios 7°, 9° y 10° adicionados al artículo 361 de la Constitución, mediante el Acto Legislativo 04 de 2017, referentes a las asignaciones para la estabilización y consolidación de la paz, así como el OCAD que define los proyectos de inversión.
  6. Los recursos destinados a la operatividad y administración del SGR se distribuirán para: (i) La fiscalización de la exploración y explotación de los yacimientos y conocimiento y cartografía geológica del subsuelo, (ii) el monitoreo y licenciamiento ambiental a los proyectos de exploración y explotación de recursos naturales no renovables, (iii) para el incentivo a la exploración y a la producción, (iv) para el Sistema de Seguimiento, Evaluación y Control y para (v) el funcionamiento del Sistema.

De este modo, los recursos que genera el sector minero-energético y que permiten tener un presupuesto bienal de regalías de $24,2 billones de pesos para el periodo 2019-2020, se seguirán traduciendo de manera más ágil y eficiente en obras y beneficios para el país y las regiones.

El proyecto de acto legislativo de reforma al SGR fue radicado ante la Secretaría General de la Cámara de Representantes por el Ministro de Hacienda y Crédito Público, Alberto Carrasquilla; la Ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez; la Ministra del Interior, Nancy Patricia Gutiérrez; y la Directora del Departamento Nacional de Planeación, Gloria Alonso, con el apoyo multipartidista de varios congresistas.

Industria
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Acipet reclama discusión técnica e informada frente al fracking

by Martín Rosas
  • Luego del informe presentado por la Contraloría General de la República titulado “Riesgos y posibles afectaciones ambientales al emplear la técnica de fracturamiento hidráulico en la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales en Colombia”, Acipet responde con argumentos.

4 de abril de 2019.   La Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) solicita a la Contraloría General de la República (CGR), se genere un debate técnico, objetivo e informado sobre el fracking en Colombia.

En el informe emitido, la CGR aduce que hay desconocimiento y alto riesgo ambiental por cuenta de esta técnica; sin embargo, para Acipet, como cuerpo técnico consultivo del Gobierno Nacional, el informe refleja algunas inexactitudes conceptuales y técnicas que ameritan un trabajo mancomunado por parte de la industria, el gobierno, entes de control, la academia, el Congreso de la República y Acipet para su aclaración.

“Acipet pone a disposición de las entidades nacionales su capacidad profesional, consultiva y técnica para enriquecer el debate desde el conocimiento y la experiencia.  La Asociación propende para que se genere una agenda de país sin desinformación y con claridad técnica sobre un tema estratégico para Colombia#, señala el gremio.

Acipet, por ser una entidad que agremia a los ingenieros de petróleos del país, siempre estará en la búsqueda de las buenas prácticas de la industria pensando en la sostenibilidad energética, el respeto y cuidado del medio ambiente y el beneficio de todos colombianos.

Fuente: Acipet

GLP
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Gobierno colombiano y Gasnova viabilizan abastecimiento de GLP en el país

by Martín Rosas
  • La Asociación Colombiana del GLP (Gasnova) y el Gobierno Nacional implementan alternativas para viabilizar la distribución y el abastecimiento del Gas Licuado del Petróleo (GLP) en Cauca y Nariño, debido a la crisis generada por los bloqueos indígenas.

3 de abril del 2019.   Debido a los bloqueos que realiza la Minga Indígena en el principal corredor vial del sur del país, que ya completan 23 días, GASNOVA está trabajando con el Ministerio de Minas y Energía para implementar alternativas de distribución que garanticen el abastecimiento del GLP a los usuarios de los departamentos de Cauca y Nariño, donde hay mayor escasez.

Entre las estrategias planificadas para atender esta contingencia, gracias al trabajo conjunto del Ministerio de Minas y Energía con el Ministerio de Defensa se habilitaron una serie de recorridos llamados Caravanas Humanitarias, para que vehículos de compañías del sector GLP, cargados con cilindros de gas, recorran rutas secundarias y surtan a las plantas de Pasto y Popayán. De igual forma, se ha contado con el apoyo de buques de la Armada Nacional para el transporte y carga de GLP entre Buenaventura y Tumaco.

Está pendiente el levantamiento de la restricción vehicular por parte del Ministerio de Transporte, que se aplica a los camiones que transportan el GLP durante los días festivos; esta contingencia es otra demostración más de que debe haber un levantamiento definitivo de esta restricción.

Por otro lado, las compañías agremiadas a GASNOVA están evaluando la importación de GLP desde países vecinos como Ecuador y Perú.

Gestiones de las compañías

Por su parte, compañías agremiadas a GASNOVA (Montagas, Supergas de Nariño y CHILCO), que tienen operación en el departamento de Nariño, diseñaron sus propios planes de contingencia para abastecerse de GLP y atender a los usuarios de este departamento, el tercero con el mayor consumo nacional: 53 millones de kilogramos anuales que atienden la demanda de 377 mil hogares; es decir, 1’207.580 personas.

Es así como han optado por realizar los trayectos de sus camiones surtidores por vías secundarias de la región y están ejecutando recorridos por ciudades y cabeceras municipales para suministrar los cilindros a sus usuarios, labor que ha requerido el acompañamiento de la Policía Nacional.

Vehicular
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El bus biarticulado Euro VI a GNV pasó la prueba

by Martín Rosas
  • Resultados del primer año de operación del bus biarticulado Euro VI a gas natural. Así son los 741 buses con esta tecnología que comenzarán a operar en Transmilenio desde junio de 2019.

3 de abril de 2019.   Los resultados de las pruebas realizadas del bus con motor dedicado a gas natural marca Scania, referencia F340 HA 8×2, con estándar de emisiones Euro VI y capacidad para 250 pasajeros, y que viene operando por más de un año en el sistema Transmilenio en Bogotá, marcan la pauta de lo que será la operación de las 741 unidades que comenzarán a ingresar gradualmente desde junio a la capital colombiana.

El informe fue realizado por la firma especializada en generación eficiente de energía, reducción de emisiones nocivas al medio ambiente y diversificación de las fuentes primarias de energía, IDAE Ingeniería SAS, bajo los estándares de operatividad del Sistema de Transporte Masivo Público de Bogotá.

Los resultados se obtuvieron por medio de la instalación en el vehículo de un sensor para el monitoreo del consumo de combustible a través del balance de carbono, un GPS y sensores de temperatura y humedad relativa para la obtención de parámetros operacionales y de sensación térmica. Finalmente, se desarrolló un algoritmo para la adquisición de la señal de peso suministrada por los sensores del vehículo, que recopiló la información en forma periódica.

El servicio al cual siempre fue sometido el vehículo por el operador GMOVIL SAS, fue en ruta tipo expreso, porque éstas son las correspondientes a biarticulados.

Resultados

El vehículo no presentó inconvenientes con la calidad del gas disponible en Bogotá y sus concentraciones fueron invariables en el tiempo.  Este es el mismo gas que respaldará la operación de la nueva flota de buses a gas natural en Transmilenio.

Consumo de combustible

El vehículo, una vez llega a la velocidad óptima, queda con un impulso (inercia) y el consumo baja en forma importante. Entre mayor peso, mayor consumo y una de las particularidades del bus fue desarrollar un perfil de velocidad similar ante diferentes condiciones de peso. Esta es una de las razones por las cuales el biarticulado con GNV genera ahorros de más del 25% para el sistema integrado de transporte.

Arranque

Durante los procesos de arranque, el vehículo fue evaluado en aceleración cientos de veces, resaltándose que el biarticulado a GNV no necesita un tiempo de precalentamiento para iniciar operación, como si lo requieren los vehículos con otros combustibles (hasta de una hora). El 100% de los conductores encuestados destacaron que el vehículo enciende en el primer intento.

Desempeño vs topografía

El bus superó la condiciones topográficas y operativas más exigentes del sistema Transmilenio, logrando demostrar que esta tecnología está preparada para el terreno capitalino.

Desempeño vs peso

El peso del bus varió entre 19,5 (vacío) y 45,2 toneladas (con carga). Independientemente del peso, se mantuvo el desempeño del vehículo. Los consumos de combustible no dependen de la ruta, sino que, por el contrario, dependen del peso total del vehículo.

Tiempos en la operación

El vehículo operó en forma estable durante el periodo de evaluación, permitiendo cumplir con los tiempos programados por el Sistema.

Velocidad en la operación

La velocidad con la que operó el bus estuvo dentro del promedio del Sistema de 23 km/h., por lo cual no hubo retrasos en la operación. A pesar de las diferentes condiciones de carga del vehículo éste mantuvo las velocidades y tiempos de aceleración invariables. Este hallazgo muestra que el sistema motriz y, sobre todo, el conjunto transmisión-motor, fueron seleccionados correctamente.

Impactos en la calidad del aire

Los contaminantes que más perjudican la salud son las emisiones de material particulado y óxidos de carbono.  Entre los resultados de las pruebas realizadas al biarticulado se destaca que las flotas a GNV permite una reducción del 100% de estas emisiones. Los motores de Scania no solo cumplen la normatividad Euro VI, sino que emiten un 70% menos de lo exigido por esta normativa.

Reducción del ruido

Los motores a gas natural generan un 50% menos de ruido y vibraciones que el diésel.

Operación inteligente

Con los nuevos buses se tiene un monitoreo en tiempo real de la operación, avance que permitirá contar con métricas para mejorar durante la operación la eficiencia y el servicio de la nueva flota en el Sistema de Transporte Masivo de Bogotá.

Mejoras de carrocería

Las pruebas permitieron diseñar planes de mejora en la carrocería relacionados con el confort de los usuarios y comodidad del conductor en cuanto a visibilidad y maniobrabilidad de los espejos retrovisores, piezas de apertura y cierre de puertas y resistencia de pasamanos, entre otros.

Industria
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Gobierno colombiano dividió en dos zonas el mercado de Electricaribe

by Martín Rosas
  • El proceso plantea la segmentación del mercado en dos grandes sectores CaribeSol, compuesto por: Atlántico, Magdalena y Guajira; y CaribeMar: por Bolívar, Sucre, Córdoba y Cesar. Los oferentes podrán participar por uno de los dos segmentos o por la totalidad de la compañía, que actualmente atiende el 25% de la demanda del país.

3 de abril de 2019.   El Gobierno Nacional presentó el nuevo proceso de búsqueda de uno o varios inversionistas-operadores idóneos para asumir la prestación del servicio de energía en la región Caribe colombiana.

Las etapas fueron reveladas por los ministros de Hacienda y Crédito Público, Alberto Carrasquilla, y de Minas y Energía, María Fernanda Suárez; así como por la superintendente de Servicios Públicos, Natasha Avendaño, y la agente especial de Electricaribe, Ángela Patricia Rojas.

El proceso, que hace parte de la solución estructural definida por el presidente Iván Duque Márquez el 29 de noviembre de 2018, ofrecerá los activos de cada uno de los segmentos, y el pasivo pensional estará a cargo de la Nación. Adicionalmente, brinda la posibilidad de comprar la compañía en su totalidad o segmentada en dos zonas geográficas.

El plan presentado divide la operación de la actual Electricaribe en dos grandes sectores de prestación. CaribeSol, compuesto por Atlántico, Magdalena y Guajira, con una participación en el mercado de 10.8% y 1.21 millones de clientes; y CaribeMar, compuesto por Bolívar, Sucre, Córdoba y Cesar, con un mercado de 10.9% y 1.51 millones de clientes.  

«El mensaje que quisiera transmitir es positivo: el Gobierno Nacional está comprometido en garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica, tanto en el corto como en el largo plazo. Esperamos contar con el operador más calificado para mejorar el servicio de energía en la costa Caribe», dijo el Carrasquilla.

Por su parte, la Ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez sostuvo que “estamos cumpliendo la ruta trazada por el presidente Duque para ofrecerles una solución estructural a los usuarios del servicio de energía eléctrica en la Costa Caribe. Este nuevo proceso aumenta las probabilidades de encontrar una solución definitiva para esta zona del país que representa el 25% de la totalidad de la demanda en Colombia, y asegurar las inversiones por cerca de 8 billones de pesos que se requieren en los próximos 10 años”.

Reglas de participación
Como criterios para participar en la oferta, el proceso exige que el inversionista-operador interesado se encuentre prestando el servicio de energía a más de 600.000 usuarios y que tenga un patrimonio de US$500 millones. Estos criterios de pre-calificación aplican tanto para los interesados en una de las dos zonas o en la totalidad de la región.

Para los interesados bajo la modalidad de consorcio se exige que el líder del mismo acredite la prestación del servicio de energía a mínimo 450 mil usuarios (de los 600 mil requeridos en conjunto) y tener por lo menos el 50% de participación en el consorcio. Adicionalmente, un miembro debe acreditar como mínimo un patrimonio de US$300 millones y tener, por lo menos, el 30% de participación en el consorcio.

“Las reglas de participación y acreditación que proponemos buscan que los inversionistas que lleguen a operar el servicio de energía tengan la experiencia suficiente y comprobada para garantizar que se hagan las inversiones requeridas con el fin de mejorar la prestación del servicio en la región. Lo que buscamos es uno o varios operadores expertos en el mercado que no cometan los errores del pasado”, aseguró la superintendente Avendaño.

El nuevo proceso de búsqueda, que inicia el 2 de abril, tiene como plazo de recepción de las ofertas para precalificación el 17 de mayo. En junio se darán a conocer los resultados de la precalificación y se procederá a abrir el cuarto de datos para que las firmas seleccionadas analicen la información disponible y estructuren la oferta final que debe presentarse el 16 de septiembre. Ese mismo mes se hará la subasta del primer segmento y en octubre la subasta del segundo de los segmentos, así como la subasta de la compañía completa (en caso que se presenten interesados) para la adjudicación de la operación del servicio de energía en la región.

Al final del proceso, se seleccionará la propuesta que cumpliendo los requisitos regulatorios ofrezca el mayor valor por la compañía prestadora del servicio de energía en la región Caribe, en su totalidad o con la segmentación.

Plan de Inversiones
Entre 2019 y 2020, Electricaribe triplicará las inversiones en el mantenimiento de su infraestructura y redes eléctricas, con un monto inicial de $125.000 millones y uno posterior de $745.000 millones. El principal componente del plan de inversiones que se propone es la recuperación de pérdidas de la compañía.

Sin embargo, este plan de inversiones que se propone por el orden de los $8.7 billones, puede ser robustecido por el o los nuevos operadores-inversionistas, siempre y cuando cumplan con los mínimos establecidos por el Gobierno Nacional.

Cronograma del proceso
2 de abril:          Lanzamiento del proceso
8 al 30 de abril: Período de mercadeo
17 de mayo:      Plazo de recepción sobre precalificación
5 de junio:         Comunicación de resultados de precalificación
6 de junio:         Apertura del cuarto de datos
6 de junio al 6 de septiembre: Período de debida diligencia, presentaciones de gerencia y visitas de sitio
16 de septiembre: Plazo de recepción de sobres de oferta
24 de septiembre: Primera subasta individual
4 de octubre:         Segunda subasta y subasta conjunta – Adjudicación.

Vehicular
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Estudio revela mayor competitividad del GNV

by Martín Rosas
  • Sendos estudios realizados por la industria del gas natural en Colombia revelan que el GNV es más competitivo frente a los combustibles fósiles y a los buses eléctricos.

3 de abril de 2019.   La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) reveló el más reciente estudio realizado por la industria para analizar la competitividad de los diferentes combustibles para el transporte urbano.

“El gas natural es el energético limpio más competitivo para las necesidades de movilidad. Los últimos datos arrojan que la competitividad del gas natural vehicular (GNV) mejorará con relación a la situación actual, por el aumento en los precios del crudo y la disponibilidad del gas natural local”, afirmó Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas.

El estudio “Construcción de un índice de competitividad para el GNV en Bogotá, Cartagena y Cali” fue realizado por las compañías PROMIGAS, GDO y VANTI para comparar el precio del gas natural con el precio de los derivados del petróleo en Colombia, mientras que el segundo estudio es un comparativo entre la movilidad eléctrica y a GNV en transporte público colectivo de pasajeros en áreas urbanas.

Ahorro en la tanqueada

Muchos usuarios de transporte público y privado se han pasado al GNV por sus beneficios económicos, ofreciendo ahorros de alrededor del 50% con relación a la gasolina y al 35% frente al diésel. En el caso de vehículos pesados, por ejemplo, un tractocamión con motor 100% dedicado a GNV representa ahorros superiores al 35 % en costos de combustible.

GNV vs transporte eléctrico

El gas natural es más barato que la alternativa eléctrica y tiene casi los mismos beneficios para la calidad del aire.

• Optar por flotas eléctricas implica elevar las tarifas del transporte público o destinar recursos adicionales de los presupuestos municipales para subsidiar el servicio.

• Migrar a flotas eléctricas implicaría elevar tarifas a los usuarios del transporte público en 309 pesos por viaje en bus, $151 en el caso del padrón y $207 para articulados.

• Además, los buses eléctricos aún presentan algunas barreras para su masificación en las grandes ciudades:

  1. Mayor costo de los vehículos.
  2. Menor flexibilidad operativa por restricciones de autonomía de la batería.
  3. Incertidumbre en la duración y costos de recambio y disposición final de la batería.
  4. Los medios reportan dificultades en el transporte público eléctrico en Indianapolis, Alburquerque y Los Ángeles.
  5. Falta de consolidación en la oferta y cadena de suministro (la tecnología comercial para los grandes fabricantes europeos aún se encuentra en desarrollo; las flotas de buses chinos llevan pocos años en circulación).
  6. Requiere la construcción de infraestructura especializada que puede ser muy demandante en recursos financieros y suelo urbano.

Fuente: Naturgas

Industria
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El Grupo Energía Bogotá alcanzó utilidades por $1,7 billones

by Martín Rosas
  • Las utilidades netas reportaron un crecimiento de 13,5% y los ingresos operacionales un crecimiento del 12% comparado con el 2017. El Grupo entregará dividendos históricos de $130 por acción. 

28 de marzo de 2019.   La Asamblea General de Accionistas del Grupo Energía Bogotá (GEB) aprobó este jueves los resultados financieros registrados durante 2018, en los que se destacó el crecimiento de 13,5% en la utilidad neta frente a 2017, que ascendió a COP$1,7 billones, un récord histórico.

Por su parte, el crecimiento de los ingresos operacionales fue de 12%, alcanzando los COP$4 billones, como consecuencia del buen desempeño operacional, comercial y financiero de las compañías del Grupo y de las empresas en las que tiene participación.

Así mismo, la Asamblea General de Accionistas autorizó distribuir utilidades por COP$1,2 billones, una cifra histórica que se traduce en el pago de COP$130 por acción a sus más de 7.000 accionistas. Esta cifra representa un crecimiento respecto a 2017, cuando se pagó un dividendo de COP$115 por acción, logrando una rentabilidad por dividendo superior al 6%.

La presidente del Grupo Energía Bogotá, Astrid Álvarez, destacó los buenos resultados de 2018 al señalar que “estos no habrían sido posibles sin el respaldo de nuestros accionistas, la pasión, el esfuerzo y compromiso de nuestros colaboradores y la acogida y el cariño de las comunidades en las zonas de influencia de nuestros proyectos. Estamos trabajando para que en 2019 sigamos creciendo en nuestros negocios de energía eléctrica y gas natural en América Latina”. 

Entre los hechos más destacados en 2018 en el GEB y sus filiales, se encuentran:

En Colombia se inauguraron dos proyectos de trasmisión de energía eléctrica, Río Córdoba y Bolívar-Cartagena, que darán mayor confiabilidad a la prestación del servicio de energía eléctrica en la costa Caribe.

Además, fue adjudicado por la UPME el proyecto Colectora, que marca un hito en la historia del sector porque permitirá por primera vez transportar la energía que se producirá en los parques eólicos de La Guajira al resto del país. 

En Perú, Cálidda logró un récord de 184.000 conexiones de gas natural, con más de 761.000 clientes, beneficiando a cerca de tres millones de peruanos, mientras que Contugas cumplió anticipadamente los 50.000 clientes previstos para el 2020.

En Guatemala, Trecsa reportó un avance del 74% en el PET, el proyecto de expansión de energía eléctrica más importante de Centroamérica, y Eebis culminó el Anillo Pacífico Sur, el primer proyecto privado de transmisión de energía eléctrica que se termina al 100% en el país.

Por su parte Gebbras, en Brasil, sigue en la búsqueda de nuevos negocios y de expansión en este importante mercado.

Álvarez sostuvo que además de la transmisión de energía y transporte de gas, el Grupo Energía Bogotá busca llevar progreso a las comunidades de los países donde tiene presencia, a través de corredores verdes, incorporando el concepto de sostenibilidad y protección del medio ambiente por donde pasan los proyectos. 

Junta Directiva 

La Junta Directiva quedó integrada por los siguientes miembros principales: Beatriz E. Arbeláez Martínez, Gisele Manrique Vaca, Gustavo Ramírez Galindo, Jaime Ruiz Llano, Margarita Rehbein Dávila, Marc Willy Eichmann Perret, Roberto Holguín Fety, Carlos A. Sandoval Reyes y Rafael Herz Stenberg.

Fuente: GEB

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