Termoeléctricas: Cómo convertir residuos en energía

Una investigación concluye que es viable la co-combustión de residuos carbonosos con carbón térmico en un sistema de carbón pulverizado, con un impacto positivo en las emisiones y manteniendo la eficiencia operativa de las térmicas.

La acumulación de residuos provenientes de los procesos de lavado y coquización del carbón representa un desafío ambiental. Por eso, el Grupo Coquecol, en colaboración con la Compañía Eléctrica de Sochagota (CES) y la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia (UPTC) lideran una investigación que se enfoca en el aprovechamiento de residuos carbonosos en procesos de co-combustión para generación termoeléctrica.

La investigación propone una alternativa innovadora: reutilizar los residuos en procesos de co-combustión en instalaciones de generación termoeléctrica.

Aunque la tecnología de lecho fluidizado es la recomendación global, la investigación se convierte en pionera al realizar pruebas en sistemas de carbón pulverizado, con el objetivo de evaluar su viabilidad en estos sistemas, que constituyen más del 90% de las plantas de generación térmica en operación.

El proyecto estuvo liderado por el ingeniero Juan Pablo Poveda de la Compañía Eléctrica de Sochagota (CES), dirigido por el Dr. Marco Antonio Ardila de la UPTC, con la participación del ing. Oscar Villalba y la ing. Andrea Sandoval del Grupo Coquecol.

Resultados de la investigación

El estudio demostró la viabilidad de mezclar carbón térmico de Boyacá con residuos carbonosos en proporciones entre el 10% y el 25%. Los resultados mostraron un rendimiento eficiente y una reducción en las emisiones, cumpliendo con los límites establecidos en la Resolución 909 para plantas industriales.

La investigación concluye que es viable la co-combustión de residuos carbonosos con carbón térmico en un sistema de carbón pulverizado, con un impacto positivo en las emisiones y manteniendo la eficiencia operativa.

En cuanto a la disponibilidad de subproductos de plantas lavadoras, empresas como Grupo Coquecol producen aproximadamente 5.000 toneladas mensuales y tienen acopios de hasta 90.000.

Al comprar los residuos directamente en la fuente, se obtiene la ventaja de retirarlos del mercado y evitar que los proveedores de carbón los adquieran para usarlos en sus mezclas y, posteriormente vender carbón mezclado.

“Esta colaboración es un paso esencial para demostrar cómo el trabajo conjunto entre industria y academia puede desarrollar soluciones innovadoras a problemas reales de sostenibilidad,” expresó Gabriel González, CEO de Grupo Coquecol.

“En Grupo Coquecol creemos que el conocimiento compartido y las alianzas estratégicas son clave para enfrentar los desafíos globales en materia de sostenibilidad, que no solo beneficia a nuestras empresas, sino también a la sociedad y al ambiente”, agregó

Por su parte, Termosochagotareafirma su compromiso con el desarrollo de procesos energéticos más limpios y responsables. El proyecto, realizado en su caldera de carbón pulverizado, ha permitido evaluar el impacto de estas mezclas en la eficiencia del proceso, asegurando que las emisiones de NOx y SO2 se mantienen dentro de los límites normativos y, al mismo tiempo, preservan la eficiencia energética.

Desde la UPTC, el Dr. Marco Antonio Ardila destacó la importancia de la colaboración para la formación de los futuros profesionales: “Para nuestros estudiantes y nuestro equipo de investigación, esta alianza representa una oportunidad invaluable de participar en proyectos de impacto real y aplicar sus conocimientos en un entorno práctico, contribuyendo a la formación de líderes en sostenibilidad.”

Compromiso con la economía circular y sostenibilidad

En línea con sus objetivos de sostenibilidad y como parte de sus esfuerzos por contribuir al ODS 12, Grupo Coquecol también trabaja activamente con la organización internacional Basura Cero Global (Global Zero Waste).

Esta alianza busca fortalecer las prácticas de economía circular, promoviendo la reducción de residuos en todas las fases de sus operaciones y asegurando que los subproductos se aprovechen de forma óptima. Con este modelo, la empresa reafirma su compromiso de integrar la sostenibilidad en cada eslabón de su cadena de valor y de colaborar con referentes internacionales para cumplir los más altos estándares de gestión ambiental.

Con esta investigación, Grupo Coquecol, Compañía Eléctrica de Sochagota (CES) y la UPTC consolidan un modelo innovador y sostenible para la gestión de residuos en la industria coquizadora y energética, posicionándose como referentes en el uso eficiente de recursos y en el avance hacia una economía circular en el sector.

Esa película ya la vimos

Ecuador padece diariamente hasta diez horas de racionamiento del servicio de energía. Esa película ya la vimos, se rodó en Colombia hace 32 años, cuando sufrimos los rigores de un racionamiento que se extendió por 14 meses entre los años 1992 y 1993 (343 días, entre 9 y 10 horas de racionamiento, 15% de la demanda).

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La causa raíz de cuanto acontece en Ecuador es muy similar al caso colombiano:

1) Dependencia en 79% de la generación hídrica. (Colombia 80%).

2) Atraso en la ejecución de los proyectos de generación y transmisión debido a la estatización del sector y a la falta de espacio fiscal. (En Colombia absorbía el 45% de la deuda pública) para las inversiones requeridas.

3) De 3.000 MW de capacidad instalada de generación térmica, solo 700 MW están operativos por obsolescencia y falta de mantenimiento por falta de recursos. 

4) Las tarifas las fija el ejecutivo, sujeta a consideraciones políticas y no técnicas.

5) Entonces como ahora, la sequía sirvió de detonante del apagón ya que, parodiando a Warren Buffet, podemos decir que cuando el nivel del agua en los embalses baja es que se sabe quién venía nadando desnudo.

Como antecedente de la calamidad que significó para Colombia el apagón, es importante destacar que entre 1990 y 1991 se adelantaron varios congresos internacionales sobre la energía, en los cuales se empezó a ventilar la necesidad de una reforma del sistema eléctrico, constituyéndose el apagón en el catalizador que la hizo posible.

De allí que la expedición de las leyes de servicios públicos (142 de 1994) y eléctrica (143 de 1994), que son siameses y no se puede entender la una sin la otra, fueran su respuesta, asimilando las lecciones aprendidas del apagón.

El paso más importante ya lo había dado la Constituyente de 1991, al establecer en el artículo 365 de la nueva Constitución Política que, aunque es el Estado quien debe garantizar la prestación de los servicios públicos, que son esenciales y en consecuencia, como lo ha reiterado la Corte es un derecho fundamental para los ciudadanos, también lo pueden prestar las “comunidades organizadas o los particulares”.

Ello se tradujo en una inversión por parte de los privados de cerca de $140 billones en los últimos 30 años, aupada especialmente por los contratos de Oferta de Energía en Firme (OEF), correspondiente al Cargo por Confiabilidad.

Así fue como la capacidad instalada de generación pasó de 8 GW en 1995 a 21,3 GW en 2024, para un incremento del 266%. La cobertura pasó del 70,9% en 1990 a 98.72% en 2023. Y el número de usuarios pasó 4,4 millones 1990 a 17.7 millones en 2023.

El Estado se reservó su función reguladora, prevista en el mismo artículo 365, y la vigilancia a través de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la única de rango constitucional, llamada a proteger al usuario.

La Ley de servicios públicos le dio vida a las comisiones de regulación, entre ellas la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Ello le ha valido al Sistema energético colombiano una buena calificación por parte del Foro Económico Mundial (FEM) y del Consejo Mundial de Energía (WEC, por su sigla en inglés). Para el primero, Colombia ocupa el 10º lugar entre 126 países considerados por el desempeño de su arquitectura energética, y, de acuerdo con el Trilema de la WEC (seguridad, sostenibilidad y equidad), Colombia se sitúa en el puesto 35 entre 130 países evaluados.

De allí que podamos afirmar que se equivoca el ministro de Minas y Energía Andrés Camacho cuando afirma que “este gobierno ha venido a enfrentar problemas estructurales de un modelo económico neoliberal. Treinta años después de este modelo de servicios públicos las empresas no le han garantizado los derechos a la gente”.

Y menos con que dizque “las empresas de servicios públicos están prácticamente expropiando los bolsillos de los colombianos”, cuando en materia tarifaria, contrariamente a los sostenido por el presidente Gustavo Petro, en el sentido de que “Colombia es el único país en América Latina que no tiene su sistema de tarifas regulado por el Estado”, es la CREG quien fija las tarifas del servicio de energía, partiendo de dos principios fundamentales: el de la suficiencia financiera de las empresas y los costos eficientes de estas (artículo 87 de la Ley 142 de 1994); es decir, las empresas no le pueden trasladar sus ineficiencias al usuario.

De modo que está fuera de lugar la declaración del ministro Camacho en el sentido de declararse “un ministro del lado de los usuarios”, al tiempo que manifestó enfáticamente que “no vamos a permitir que las tarifas sigan subiendo”, sin decir cómo ni cuándo, al tiempo que amenazó con tomar “medidas regulatorias y económicas para que no se cargue el costo del mercado a los usuarios, que es lo que viene pasando históricamente”. Se equivoca de medio a medio.

Gracias a la institucionalidad, Colombia ha podido soportar y resistir los embates del fenómeno de El Niño y se muestra como el único país en Latinoamérica que no ha tenido racionamiento en los últimos 30 años.

No obstante, hoy estamos enfrentados a un riesgo de racionamiento, pero por razones diferentes a las de antaño: la crisis financiera de las empresas comercializadoras de la energía, a causa de lo que le debe la Nación por concepto de los subsidios de energía ($2,5 billones) y por cuenta de opción tarifaria ($5 billones), la escasez de gas natural, pero sobre todo por la estrechez de la oferta de energía que le resta margen de maniobra al Sistema (no supera el 10%), en momentos en los que los embalses siguen sin recuperarse satisfactoriamente, situación que puede llegar a ser el detonante de un posible racionamiento del servicio de energía.

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

Canacol muestra signos de recuperación al cierre del tercer trimestre

Canacol reportó sus resultados financieros y operacionales para el tercer trimestre de 2024, con un EBITDAX récord de 86 millones de dólares.

Entre los aspectos más destacados de la petrolera canadiense, con corte al 30 de septiembre, se destacan:

El EBITDAX ajustado aumentó 38% y 20% para el trimestre y lo corrido del año, respectivamente, a 85,8 millones y 220,1 millones de dólares. Esto, frente a 62,1 millones y 183,7 millones de dólares en los mismos periodos de 2023, respectivamente.

De acuerdo con el reporte, el incremento se debe principalmente a: i) un aumento del precio de venta del gas natural y del gas natural licuado (GNL), que alcanzó un promedio de 6,69 y 6,71 dólares por millón de pies cúbicos (Mcf), neto de transporte, durante el trimestre y lo corrido del año, lo que representa un incremento del 24% y del 29% con respecto a los mismos periodos de 2023, y ii) una ganancia de 14,2 millones de dólares relacionada con un laudo de arbitraje durante los tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2024.

La Compañía estuvo en un proceso de arbitraje con Promigas, respecto a una disputa sobre el monto de los costos de transporte cobrados. Durante los tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2024, el tribunal falló a favor de Canacol y ordenó a Promigas reembolsar el monto sobre cobrado más intereses.

Por su parte, los fondos ajustados provenientes de las operaciones aumentaron 18% y 36% a 57,9 millones de dólares y 157,3 millones de dólares, respectivamente, en comparación con 49 y 115,3 millones de dólares en los mismos periodos de 2023, debido principalmente a un aumento del EBITDAX.

La ganancia operacional de gas natural y GNL de la Corporación aumentó 27% y 28%, a 5,25 dólares por Mcf y 5,17 por Mcf en los periodos de tres y nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2024, respectivamente; frente a 4,14 y 4,03 dólares por Mcf en los mismos periodos de 2023, respectivamente.

El incremento se debe a un aumento de los precios promedio de venta, netos de gastos de transporte, compensado por un aumento en los gastos de operación y regalías.

Los ingresos totales, netos de regalías y gastos de transporte para los tres y nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2024 también aumentaron 15% y 13% a 87,9 y 253,9 millones de dólares, respectivamente, en comparación con 76,6 millones y 225,1 millones para los mismos periodos de 2023, respectivamente, debido principalmente a un mayor precio promedio de venta.

Esto, pese a que los volúmenes de venta de gas natural disminuyeron 10% y 15%, situándose en 159,8 Millones de pies cúbicos diarios (MMcfpd) y 156,3 MMcfpd para los tres y nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2024, respectivamente; frente a 178,2 MMcfpd y 182,8 MMcfpd para los mismos períodos en 2023, respectivamente.

En definitiva, la Corporación obtuvo una ganancia neta de 10,3 millones de dólares para el tercer trimestre de 2024, frente a una pérdida neta de 0,5 millones en el mismo período de 2023.

Sin embargo, para los nueve meses primeros de 2024, la Corporación registró una pérdida neta de 7,3 millones de dólares, en comparación con una ganancia neta de 56,3 millones para el mismo período en 2023, debido principalmente a un gasto de impuesto diferido no monetario de 48,4 millones de dólares para los nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2024.

Perspectivas para el cierre del año

Para lo que resta de 2024, la Corporación se enfocará en los siguientes objetivos:

  1. Para el mantenimiento y el crecimiento de las reservas y la producción de gas en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, la Corporación está ejecutando programas integrales de desarrollo, exploración, reacondicionamiento e infraestructura.

    La Corporación tiene como objetivo la perforación de cinco pozos de desarrollo, seis pozos de exploración, la instalación de nuevas instalaciones de compresión y procesamiento, y la realización de operaciones de reacondicionamiento en pozos productores en los campos de gas clave.

    Hasta la fecha, en 2024 la Corporación ha completado la perforación de dos pozos de exploración exitosos, un pozo de exploración no exitoso y cuatro pozos de desarrollo exitosos, el reacondicionamiento de 15 pozos existentes y la instalación de 10 nuevos compresores de gas.

    A través de estas actividades, la Corporación ha logrado estabilizar sus ventas de gas a una tasa promedio de 160 MMpcd durante el tercer trimestre de 2024.

    2. Mantener un bajo costo de capital, liquidez en efectivo y flexibilidad en el balance para invertir a largo plazo. Al 30 de septiembre de 2024, la Corporación tenía un saldo de efectivo de 67 millones de dólares.

    3. Canacol obtuvo la aprobación del cuarto contrato E&P en Bolivia, Tita, que abarca la reactivación de un campo de gas existente. Los próximos pasos serán firmar los cuatro contratos y comenzar las operaciones de desarrollo con el objetivo de aumentar reservas y producción, e iniciar las ventas de gas en 2025; y

    4. Continuar con el compromiso de su estrategia ambiental, social y de gobernanza.

    ‘El gas natural en Colombia está en el filo de la navaja’: Naturgas

    A partir de 2025 el país comenzará a depender de las importaciones de gas, hasta tanto los proyectos offshore del Caribe entren en producción. No queda margen para el error.    

    Por: MARTÍN ROSAS

    En el filo de la navaja o transitando por la cornisa está el sector del gas natural en Colombia. Así lo aseguró Luz Stella Murgas, presidente de la Asociación Colombiana del Gas Natural (Naturgas).

    Y es que para nadie es un secreto que las reservas de gas natural vienen cayendo desde hace unos doce años, por lo que cada día la estrechez entre la oferta y la demanda se hace más evidente.

    El primero de diciembre se vencen algunos contratos en firme y, además, en el más reciente proceso de negociaciones, los grandes productores no ofertaron cantidades disponibles, incluido Ecopetrol que participa con cerca del 80 por ciento de la oferta.

    En ese orden de ideas, el déficit estimado para 2025 es de 120 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), por lo que el sector tendrá que echar mano de otras opciones.

    De acuerdo con el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, la empresa estatal liberará unos 40 MPCD por menor consumo dentro de las operaciones de la petrolera.

    Por otro lado, en el más reciente informe del Gestor del Mercado de Gas se declaró una disponibilidad de otros 40 MPCD de gas importado, a través de la planta de regasificación en Cartagena de la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC).

    Con estas cuentas alegres de la lechera, el país recibiría el nuevo año con un déficit de 40 MPCD, que podrían ser suplidos por campos menores o en pruebas extensas, aunque esta última modalidad no da firmeza.

    “Además, los comercializadores y distribuidores no pueden, por regulación, contratar este gas para atender la demanda regulada, so pena de incurrir en sanciones, pues la norma les exige que ese gas sea en firme”, señala Murgas.

    De tal suerte que, luego de 45 años de suministro confiable del gas nacional, a partir de 2025 el país comenzará a depender de las importaciones hasta que los proyectos del offshore del Caribe entren en producción, y no quedará margen para el error.     

    “Cualquier fallo en el sistema, por un bloqueo de una comunidad, por falta de una licencia ambiental o por falta de construir infraestructura a tiempo, va implicar que el mercado se va estrechar cada vez más, razón por la cual la planeación de este sector no puede ser de un día, un mes o de un año; tiene que ser de mediano y largo plazo, y lo que estamos evidenciando al primero de diciembre es que hay un déficit de gas en firme, que está ratificado en las cifras del Gestor del Mercado y se va a mantener hasta que entre el gas costa afuera”, dice Murgas.

    Tarifas al alza

    Y el que pagará los platos rotos será el consumidor final. De acuerdo con cálculos realizados por Naturgas, respecto del impacto en las tarifas al usuario existen dos escenarios.

    En el primer escenario, si los faltantes se llenan en un 50% con gas importado y 50% con gas nacional, los incrementos en la tarifa al usuario final pueden estar entre 20 y 25%.

    En el segundo, si se llenan los faltantes en un ciento por ciento con gas importado (que, entre otras cosas, no se puede hacer por falta de capacidad de la planta de SPEC), el incremento de tarifas estaría entre 30 y 35%.

    “El problema del déficit es que no estamos produciendo el gas suficiente para atender la demanda… La producción está declinando y eso es lo que genera el déficit, que va a darse hasta que entre el gas costa afuera en 2029, si todo funciona como está previsto”, sostiene Murgas.

    En materia regulatoria, la dirigente gremial señaló tres medidas que se deberían tomar para afrontar la situación de escasez que se le viene al país.

    La primera es permitir a los distribuidores que utilicen las cantidades ofertadas por campos en pruebas extensas, siempre que el productor se comprometa a venderlas de manera continua, asumiendo el riesgo de las interrupciones, pero que no incurran en penalidades.

    La segunda es firmar el decreto por parte del Gobierno, que permita comercializar el gas importado a largo plazo y, adicional, este habilitaría la comercialización del gas costa afuera de manera anticipada.

    Y la tercera es la regulación en torno a la comercialización del gas importado, que permita suscribir contratos a un año o más para tener precios competitivos, y también que se homologuen las condiciones en las que ese gas se contrata en el mercado internacional con las condiciones que se exigen en el mercado local, de tal manera que no llegue más costoso de lo normal.

    Llegó el fin de año y las oraciones deben rogar porque la lechera no se tropiece y se le rompa el cántaro, para que los 36 millones de consumidores de gas no lloremos sobre la leche derramada.

    El país rumbo a la pobreza energética

    El sistema energético del país ha logrado resistir más de 30 años y evitar apagones por su diseño institucional y jurídico, además por ser un sector mixto que ha garantizado la prestación de la energía y el gas.

    Por: JUAN ESPINAL*

    El peor problema de un gobierno es no reconocer el error o la crisis. Lo que atraviesa Colombia en materia energética es una situación crítica que combina la improvisación con la ideología de extrema izquierda, generando una explosión controlada por el presidente Petro en materia energética, que está llevando al país a la pobreza energética y generando el riesgo de enfrentar en los próximos meses un posible apagón que sería fatal para la vida cotidiana de los colombianos, la competitividad, la productividad, la economía y el medio ambiente.

    El sistema energético del país ha logrado resistir más de 30 años y evitar apagones por su diseño institucional y jurídico, además por ser un sector mixto que ha garantizado la prestación de la electricidad y el gas, energéticos fundamentales para los 52 millones de colombianos, la industria, el comercio y el transporte.

    No se puede jugar a ser el Capitán Planeta, presidente Petro, Colombia requiere fortalecer la matriz energética con responsabilidad y decisiones técnicas.

    Es vergonzoso lo que ocurrió la semana pasada, liderado por el Ministro de Minas y Energía, quien había emitido la Resolución 40444 que decretaba un racionamiento de gas natural entre el 31 de octubre al 4 de noviembre, la cual fue revocada por una circular.

    Sin embargo, esta leguleyada no termina siendo el problema de fondo. Lo difícil es que algunas térmicas e industrias para evitar el racionamiento van a usar combustibles más contaminantes como el diésel y el GLP.

    Es lamentable que en plena COP16 el país aumente las emisiones de gases efecto invernadero por las mezquinas decisiones del gobierno de no apostarle a la exploración y producción de gas natural. Aplaudimos que no hubo racionamiento, pero a costa de aumentar las emisiones durante esos cinco días.

    No impulsar la exploración y producción de gas natural está creando un incentivo perverso para que las industrias regresen a combustibles más contaminantes y para que los colombianos quemen más leña.

    Se ha demostrado que el gas natural es un energético limpio e indispensable para la vida del país. Llevar a Colombia a depender energéticamente de otro Estado es llevarnos a la pobreza energética. Solo basta analizar la situación de Ecuador, que depende de la energía que le vendemos y actualmente enfrenta apagones por la suspensión del suministro para poder garantizar la energía del consumo interno en Colombia.

    De manera temporal, el acuerdo entre térmicas e industriales evitó un racionamiento en otros usuarios, pero esta no es la solución para el déficit que se avecina a partir del 1 de diciembre.

    La alerta está encendida, tendremos faltante de gas natural a partir del 1 de diciembre, para el 2025 y el 2026 un déficit del 12% y el 30%, las reservas cayeron de 2.817 GPC en 2022 a 2.373 GPC en 2023, lo que representa una reducción de 17,75%.

    Se avecina la pobreza energética en Colombia. Importar gas natural aumentaría el costo de la factura hasta en un 30%, el suministro para 37 millones de colombianos estaría en riesgo, en la Costa Caribe crece la incertidumbre ante la falta de acciones claras para solucionar la tarifa de energía, la intervención de Air-e es un caos, terminó siendo peor el remedio que la enfermedad, y la CREG sigue desmantelada.

    Finalmente, queda demostrado una vez más que las termoeléctricas y las hidroeléctricas son fundamentales para la generación de energía, hasta hoy nos han salvado de un apagón. Y cómo no mencionar el carbón, que es indispensable para que funcionen las térmicas.

    Se debe insistir en la protección de la Seguridad Energética, de las malas decisiones del presidente Petro, y evitar que nuestro país caiga en el decrecimiento económico llevándonos a la pobreza energética.

    *Representante de la Cámara.

    Durante el mantenimiento de SPEC, las térmicas cumplieron con la generación

    ANDEG destaca los acuerdos realizados entre agentes térmicos e industriales para tener la disponibilidad del combustible para la generación de energía eléctrica y cubrir las necesidades de la demanda de Caribe 2, a fin de mitigar los riesgos de Demanda No Atendida en esa zona.

    La Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG) afirmó que, en el marco del mantenimiento programado de la infraestructura de regasificación de Cartagena, las plantas de generación del grupo térmico: TEBSA, Termocandelaria y Termoflores, contribuyeron a mitigar los riesgos de desatención de la demanda eléctrica en la región Caribe.

    Eso fue posible gracias a que los agentes térmicos realizaron las gestiones que permitieran contar con el gas suficiente para asegurar el suministro de este energético, logrando garantizar entre 120 y 130 millones de pies cúbicos día, con lo que se respaldó la operación de las plantas durante la coyuntura del mantenimiento de SPEC, donde se aportó una capacidad de generación superior a 650 MW entre el jueves 31 de octubre y el domingo 3 de noviembre.

    “Desde ANDEG resaltamos el compromiso de la cadena del sector de gas natural que, a partir de la coordinación con los agentes del sector eléctrico, como el CNO eléctrico y el CNO Gas, hizo posible contar con las disponibilidades de gas mediante el esquema de contratos, garantizando la provisión del combustible que las térmicas requirieron durante el periodo de mantenimiento de la regasificadora para asegurar la atención de la demanda eléctrica en la región Caribe ”, señaló Alejandro Castañeda, presidente de ANDEG.

    Así mismo, recalcó que el trabajo articulado y oportuno entre el sector empresarial y los agentes del mercado fue clave para anticiparse y lograr la cobertura de gas; y reconoció como “positiva y necesaria la gestión de las medidas tomadas por parte del Ministerio de Minas y Energía, como una medida preventiva para asegurar los ajustes regulatorios y, de esta forma, garantizar la sostenibilidad de los agentes del mercado”.

    Finalmente, la Asociación reitera la importancia de la generación térmica para la seguridad energética del país y como respaldo para la transición energética, donde las plantas térmicas son un activo que contribuye a la diversificación y resiliencia de la matriz de generación eléctrica.

    Por otro lado, el Ministerio de Minas y Energía señaló que «el reciente informe de la Bolsa Mercantil de Colombia confirma un aumento significativo en la cantidad de gas natural disponible para el uso en el país durante 2025… Y que, además, se está trabajando en la viabilización de la venta de gas importado, lo que diversificará aún más las opciones de abastecimiento y contribuirá a la estabilidad del mercado energético.»

    Finalmente, recordemos que en lo corrido de 2024, la terminal de regasificación alcanzó niveles históricos de operación para responder al aumento de la demanda de la generación térmica a gas, como medida para enfrentar la reducción de los embalses debido al fenómeno de El Niño.

    “Durante los períodos de sequía más críticos de 2024, con ocasión al fenómeno de El Niño y a la reciente baja hidrología que estamos experimentando, el GNL regasificado en SPEC LNG ha permitido respaldar más del 70% de la generación térmica a gas del país y ha representado más del 30% de la demanda nacional de gas. Los trabajos preventivos realizados mantienen la infraestructura en óptimas condiciones para seguir brindando el respaldo que requiere el sistema energético del país”, afirmó el gerente General de SPEC LNG, José María Castro.

    Diatriba contra el centralismo

    Después de haberse aprobado por el Senado de la República el Proyecto de Acto Legislativo No. 18 Senado y 437 Cámara de 2024, por medio del cual se modifican los artículos 356 y 357 de la Constitución Política, atinentes al Sistema General de Participaciones (SGP), se suscitó una encendida controversia en la que ha habido más calor que luz.

    Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

    Como se recordará, la Asamblea Nacional Constituyente de 1991 reforzó el Situado Fiscal que había creado el ex presidente Carlos Lleras Restrepo en su reforma a la Constitución en 1968, consistente en una bolsa de recursos a transferir por parte de la Nación a las entidades territoriales, con destinación específica al financiamiento de la educación, la salud, el agua potable y el saneamiento básico.

    Conscientes de que las necesidades en las regiones son crecientes y de las enormes brechas interregionales existentes, decidieron establecer una senda de crecimiento de sus recursos hasta alcanzar el 46,5% de los Ingresos Corrientes de la Nación (ICN). Pero ello se vio frustrado porque se le interpusieron en el camino dos actos legislativos (el 01 de 2001 y el 04 de 2007) que reformaron la Carta, sustrayéndole a las regiones una suma cifrada en $387.953.907 millones entre los años 2002 y el 2023.

    La situación se tornó más difícil para las regiones en la medida que, durante los 33 años de vigencia de la Constitución de 1991, no sólo no se ha reconocido y respetado el principio de la autonomía territorial consagrado en la Carta (artículo 287), que va más allá de la descentralización, sino que esta se ha revertido y lo que ha vivido el país durante este intervalo de tiempo ha sido una descentralización disfuncional, consistente en trasladarle funciones y competencias a las entidades territoriales, pero sin recursos, contrariando lo establecido en el artículo 356 de la misma, que dice que no se pueden delegar funciones y competencias, si al mismo tiempo no se le transfieren los recursos necesarios y suficientes para asumirlos.

    Y lo que es peor, durante el período 1990 – 2022, 32 años y 8 períodos presidenciales, se aprobaron por parte del Congreso de la República, por iniciativa del ejecutivo, 18 reformas tributarias, 1 cada 18 meses, todas ellas para arbitrarle recursos a la Nación, ninguna de ellas para fortalecer los fiscos municipales y departamentales.

    Ello explica que en Colombia de cada $100 que se recaudan por concepto de impuestos la Nación se queda con $89 y los restantes $11 se reparten $7 a los 1.103 municipios y distritos y sólo $4 para los 32 departamentos del país.

    De manera que esta reforma del SGP que se tramita en este momento en el Congreso, además de consultar el espíritu del Constituyente de 1991, busca hacerles justicia a las regiones, se propone re-equilibrar las cargas.

    Muchas de las críticas y de la oposición a este proyecto que han tenido un efecto mediático en los últimos días son infundadas. El Proyecto se propone lograr que en el transcurso de 10 años, contados a partir de 2027 hasta el 2036, las transferencias pasen desde el 23.8% de los ICN en 2023 hasta arribar al 39.5%.

    Muchos han sido los reparos que se le han hecho a este proyecto, desde distintos flancos. El primero en reaccionar fue el presidente de ANIF, José Ignacio López, para quien “la propuesta actual podría comprometer la sostenibilidad fiscal y afectar el crecimiento económico del país».

    Para el presidente de FEDESARROLLO, Luis Fernando Mejía, “esto implica que, incluso eliminado por completo la inversión del Gobierno Nacional, no sería posible financiar un aumento de esta magnitud”.

    Y hasta la presidente del Comité Autónomo de la Regla Fiscal (CARF), Astrid Martínez, le salió al paso con el argumento que “generaría una presión de gasto insostenible para el Gobierno Nacional Central… La reforma pondría en riesgo el cumplimiento de la Regla Fiscal, que es un instrumento central para la generación de confianza y estabilidad macroeconómica.”

    Tales aseveraciones son tremendistas e inexactas, pues la aprobación de este proyecto per sé no tiene por qué, como lo afirma ANIF, “comprometer la sostenibilidad fiscal” ni “afectar el crecimiento económico del país”, que hoy por hoy, es anémico, sin que se pueda atribuir como un efecto anticipado de la recomposición del gasto público al que se aspira, el cual está llamado a dinamizar la economía regional y por consiguiente la economía nacional, porque Colombia jamás podrá ser competitiva hasta tanto sus regiones no lo sean.

    Tampoco es cierto que de aprobarse este proyecto “no sería posible financiar un aumento de esta magnitud” como lo sostiene FEDESARROLLO; como tampoco se puede asegurar que el mismo “generaría una presión de gasto insostenible para el Gobierno Central”, como lo advierte la CARF, pues parte de la premisa que el gasto público se estaría duplicando como si con la aprobación de este proyecto la Nación siguiera asumiendo las competencias que asumirían las entidades territoriales, tal como lo prevé el texto final aprobado en su sexto debate de ocho.

    Le asiste la razón al ex director del DNP, Jorge Iván González, cuando afirma que se debe “aclarar que las nuevas competencias que asumirán municipios, distritos y departamentos se reflejarán en una disminución sustantiva de las responsabilidades fiscales de la Nación.”

    La definición de las nuevas competencias no se discute en el proyecto, sino que se deja para que sea la Ley la que las defina y, tal y como quedó establecido en el texto aprobado, el Acto Legislativo no entra a regir hasta tanto no sea expedida esta Ley.

    Yo he sostenido que, antes de cuantificar cuáles funciones asumirían estos con los mayores recursos que percibirán, es absolutamente indispensable hacer un ejercicio consistente en cuantificar el costo para las entidades territoriales que ya le han sido trasladadas pero, como lo señalé, sin recursos, para que sea tenido en cuenta a la hora de hacer las sumas y las restas.

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

    En 2023, más de 300 mil personas salieron de la pobreza energética en Colombia

    Promigas presentó el segundo informe del Índice Multidimensional de Pobreza Energética (IMPE). Esta versión introduce un análisis municipal, una herramienta para la toma de decisiones frente a desafíos de un país con desequilibrios geográficos en esta materia. 

    En el marco de la agenda de la COP 16, Promigas presentó los resultados de la segunda edición del Índice Multidimensional de Pobreza Energética (IMPE) con datos 2023, instrumento de medición que evidencia las privaciones energéticas que afectan a la población colombiana. 

    El informe reveló que 8,4 millones de personas, equivalentes al 16,1 % de la población, aún enfrentan pobreza energética, lo que resalta las desigualdades en el acceso y la calidad de los servicios de energía eléctrica en diferentes regiones del país.

    Sin embargo, el análisis también destaca un avance positivo: en el último año, 314.510 personas superaron esta condición, con lo que la pobreza energética pasó del 16,9 % en 2022 al 16,1 % en 2023.

    Desde su primera publicación, en septiembre de 2023, el IMPE ha visibilizado la importancia de la energía como habilitador de bienestar, al ir más allá de los índices tradicionales de pobreza.

    El índice, desarrollado por Promigas, Fundación Promigas e Inclusión SAS, va más allá de una medición: es una herramienta de planeación y política pública que permitirá orientar decisiones estratégicas para cerrar brechas energéticas.

    Al respecto, Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas, dijo: “Este camino recorrido con el IMPE nos ha permitido identificar dónde están las mayores brechas en materia de pobreza energética y cómo podemos actuar para reducirlas. Nuestra meta no es solo conectar hogares con energía, sino asegurar que esa energía se transforme en bienestar para las personas. En un año marcado por vientos a favor y en contra, el reto es conectar la ‘última milla’ para lograr un desarrollo energético justo y sostenible; por eso el IMPE es una caja de herramientas para la toma de decisiones en pro de reducir la pobreza energética en los territorios más vulnerables”.

    El IMPE 2024 hizo zoom al nivel municipal. Con información precisa y actualizada, esta herramienta indica dónde y cómo actuar. Reducir la pobreza energética exige precisión: cada municipio tiene su propio perfil, proporcionando las claves para transformar el bienestar energético de los hogares. 

    Lo anterior es una necesidad latente, ya que el 68 % de los municipios de Colombia, en total 759, tiene más del 20 % de su población en situación de pobreza energética.

    Principales hallazgos

    El IMPE reveló que hubo avances importantes en los indicadores para aprender y comunicarse, pero estancamiento en los indicadores de acceso y retroceso en el indicador de calidad de energía eléctrica.

    El logro más destacado del último año fue la mejora global en el acceso a internet de los hogares: la privación de este servicio se redujo del 38,3 % a 33,8 % de la población.

    El cambio de trayectoria en el mejoramiento de la calidad de la energía eléctrica fue el principal viento en contra. La privación en este indicador se agudizó en el último año: el número de personas sin calidad de energía pasó de 7 a 8,3 millones, reflejando un incremento en la privación de 2,2 p.p.

    El objetivo de conectar a la última milla requiere un mayor impulso: la privación en un energético adecuado para cocinar se redujo en 0,4 p.p. (131.000 personas) y en acceso a energía eléctrica se redujo en 0,1 p.p. (62.000 personas).

    Otros de los resultados que destaca el IMPE es que la pobreza disminuyó para las zonas rurales cercanas a las zonas urbanas y para las ciudades intermedias, pero no para los grandes centros urbanos ni para las zonas rurales remotas.

    Se aleja el fantasma de un déficit de gas natural para 2025

    La Bolsa Mercantil de Colombia publicó un nuevo informe de disponibilidad de gas para 2025, que incluye la última declaración de producción de gas natural (DPGN) hecha por los productores y las declaraciones oficiales de potencial disponible para la venta en firme (PTDVF), PTDV en pruebas y cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF).

    Según información reportada por los agentes del mercado al 22 de octubre, la cantidad total disponible de gas natural para la venta en firme y/o continua sin interrupciones, aumentó en 68 GBTUD para 2025, de los cuales 40 GBTUD son cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF).

    De acuerdo con la Bolsa Mercantil de Colombia, en su condición de gestor del mercado de gas natural, “analizando la situación de la contratación disponible en un escenario de condiciones hidrológicas normales se encuentra que, para la demanda esencial e industrial, el faltante de gas para contratar con firmeza en el mercado primario bajó de 120 GBTUD a 50 GBTUD, que corresponde al 5% de la demanda. De estos faltantes, 5 GBTUD corresponden a la demanda esencial y 45 GBTUD a la industrial.”

    Para el Gestor, esos faltantes por contratar podrían cubrirse con las cantidades de contratación excedentaria con firmeza que se ofrezcan en el mercado secundario y que ascienden a 68 GBTUD.

    De tal suerte que para el 2025 se cubriría el déficit anunciado de 120 GBTUD y no habría restricciones para ningún mercado. No obstante, la entidad señaló que “en la medida en que el análisis tiene en cuenta las cantidades importadas disponibles para la venta en firme (CIDVF), es fundamental que se adopten las medidas de política pública y se ajuste la regulación que viabilicen la comercialización del gas natural importado a mediano y largo plazo.”

    Por otra parte, haciendo el mismo análisis en un escenario de condiciones hidrológicas críticas se encuentra que, para la demanda esencial e industrial, el faltante de gas por contratar con firmeza en el mercado primario sería de 64 GBTUD, que corresponden al 7% de la demanda. De estos faltantes, 11 GBTUD corresponden a la demanda esencial y 53 GBTUD a la industrial.

    Estos faltantes por contratar podrían cubrirse parcialmente con las cantidades de contratación excedentaria con firmeza que se dispongan en el mercado secundario que, según lo registrado en el Gestor del mercado, ascienden a 28 GBTUD, lo que indica un posible faltante de contratación con firmeza de 36 GBTUD.

    Faltante para el 2026

    Los análisis del Gestor del Mercado de Gas, con base en la información disponible a 30 de octubre de 2024, revelan que para 2026, en condiciones hidrológicas normales, las necesidades de importación de gas para satisfacer la demanda son significativas, pues los faltantes de contratación con firmeza ascienden a 171 GBTUD.

    Estas cantidades podrían cubrirse parcialmente con la contratación excedentaria con firmeza que se ofrezcan en el mercado secundario, en la medida en que se identifican 50 GBTUD en los registros de contratación del Gestor para ese año.

    “Esto ratifica la necesidad de adecuar la política pública y la regulación que viabilicen la comercialización del gas natural importado, y hace imperativo fortalecer el sistema nacional de transporte (SNT) para aumentar la capacidad de movilizar el gas desde las fuentes de importación y desde todas las fuentes de producción actuales y futuras hacia las diferentes regiones del país”, concluye el Gestor.

    Ecopetrol ´raspa la olla´ para evitar déficit de gas natural

    La estatal petrolera anunció que pondrá en el mercado cerca de 46 MBTUD para mitigar el déficit de gas natural que se avecina en Colombia.

    En medio de anuncios encontrados por parte del Gobierno acerca del racionamiento programado de cinco días por la entrada en mantenimiento de la planta de SPEC en Cartagena, ahora Ecopetrol dice que no es necesario importar gas natural.

    Hace unas semanas Ecopetrol anunció que a partir de noviembre comenzaría a importar gas natural para atender el déficit de la molécula que se viene por cuenta de la terminación de contratos en firme a partir del primero de diciembre y la nula presentación de ofertas en la pasada ronda de negociación, con lo que se estima un déficit de 120 millones de BTU diarios (MBTUD), cerca del 12% del consumo nacional.

    Ahora, el presidente de la estatal petrolera, Ricardo Roa, dice que no es necesario importar, pues Ecopetrol va a reducir su consumo, el cual pasará de los 256 MBTUD actuales a entre 210 y 216 MBTUD, con lo cual liberaría al mercado unos 46 MBTUD.

    Roa también señaló que a finales de 2024 la empresa NG Energy entrará con la producción del campo Sinú-9, con cerca de 30 MBTUD.   

    Efectivamente, la petrolera canadiense anunció en octubre que había completado la puesta en servicio tanto de la fase de producción inicial de la primera Instalación de Procesamiento Central (CPF-1) como del ducto de 28,3 kilómetros en Sinu-9.

    Adicionalmente, el Ministerio de Minas y Energía aprobó la resolución para la producción total disponible para la venta (PTDV) de 29,3 millones de pies cúbicos (MMcf/d), de los cuales 19,5 MMcf/d corresponden al pozo Brujo-1X y 9,8 MMcf/d al pozo Mágico-1X.

    “La Compañía espera que la producción y las ventas de 10 MMcf/d del pozo Brujo-1X comiencen de manera inminente, ya que Promigas se encuentra en las etapas finales de calibración del punto de conexión de Jobo. Una vez completado, la Compañía anticipa que la producción aumentará en el pozo Brujo-1X hasta fin de año. Además, se ha tendido toda la tubería necesaria para conectar Mágico-1X con el CPF-1, con planes de poner en producción este pozo”, señaló NG Energy en un comunicado.

    Finalmente, Don Sewell, presidente y director de NGE, comentó: “Colombia necesita desesperadamente más producción de gas natural y seguimos presionando para acelerar nuestro plan de desarrollo en Sinu-9, para abordar este problema de seguridad energética nacional.”   

    Volviendo al tema del racionamiento programado, Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), dijo que las térmicas hicieron la tarea y lograron contratar en el mercado 130 MPCD para atender la generación de Termoflores y Termobarranquilla, mientras se realiza el mantenimiento de la planta de regasificación, que suple con gas importado a las plantas de la costa.

    En ese sentido, estas plantas estarían en capacidad de generar entre 450 y 700 MW de energía durante el tiempo del mantenimiento programado de SPEC, planta que aumentó su capacidad de regasificación en 50 MPCD, gas que estaría disponible para usos diferentes al térmico y así contribuir a minimizar el déficit que se avecina a partir del próximo año.

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