Un paso en falso

El primer impacto del veto a las exportaciones de carbón a Israel se sentirá en la balanza de comercio y el ingreso de divisas al país, que se verán menoscabadas en 500 millones de dólares.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

El presidente Gustavo Petro rompió relaciones diplomáticas de Colombia con el Estado de Israel el pasado 2 de mayo. Lo que precipitó esta medida fue el desacato por parte del primer ministro de Israel Benjamín Netanyahu de la Resolución del Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas que pidió un cese del fuego. “Vamos a suspender las exportaciones de carbón a Israel hasta que detenga el genocidio”, espetó Petro el 8 de junio a través de su cuenta de X.

A renglón seguido expidió el proyecto de Decreto para comentarios “por el cual se establece una prohibición a las exportaciones de carbón a Israel”, el cual cobró vigencia el pasado 14 de agosto con el número 1047.

Entre las consideraciones se aducen como razones justificativas que “la República de Colombia considera que las operaciones militares en contra del pueblo palestino representan un quebrantamiento a la paz y seguridad internacional».

Se advierte que esta medida se mantendrá en vigor “hasta que se cumplan a cabalidad las órdenes de medidas provisionales emitidas por la Corte Internacional de Justicia, en el proceso de aplicación de la Convención para la prevención y la sanción del delito de genocidio en la franja de Gaza”.

El presidente Petro expidió este Decreto sin modificación alguna, pese a las observaciones que le hizo el Procurador delegado con funciones para asuntos ambientales, minero-energéticos y agrarios Gustavo Adolfo Guerrero el 17 de junio, las cuales fueron desoídas y desestimadas. Advierte él “sobre la posible configuración de un riesgo de daño antijurídico, por adolecer el acto administrativo que se pretende expedir de posible ausencia o falsa motivación. Los argumentos expuestos no están acordes con la realidad fáctica y probatoria”, acotó.

Por su parte el Contralor General arguyó que, según lo dispone el Código Minero, “el concesionario dispondrá libremente el destino de los minerales explotados y establecerá las condiciones de su enajenación y comercialización”. Y enfatizó en que “el proyecto de Decreto causa inseguridad jurídica y un desincentivo a la inversión extranjera”.

Obviamente, el primer impacto de este veto a las exportaciones a Israel se sentirá en la balanza de comercio y el ingreso de divisas al país, que se verán menoscabadas en 500 millones de dólares.

Pero también se verán afectados los ingresos del Estado, pues se dejarán de recibir $650.000 millones/año, entre impuesto a la renta recaudado por la Nación y las regalías que reciben los departamentos de Cesar y La Guajira, que verán reducidos sus ingresos en $100.000 millones por concepto de regalías.

Y ello se da en momentos en los que las afugias fiscales del Gobierno son mayores, debiendo recortar el Presupuesto en $20 billones y se apresta a presentar un proyecto de ley de financiamiento por valor de $12 billones. Cabe aquí la expresión bíblica, cuando Cristo reprendió a Pedro: como estamos y tú cortando orejas.

Es preciso aclarar que el carbón colombiano que se exporta a Israel es solo térmico, el cual es usado para la generación de energía, no es metalúrgico, que es el que se utiliza en la industria militar. Por tanto, está fuera de lugar afirmar, para justificar esta absurda medida, como lo hizo el presidente Petro, que con el carbón extraído de las entrañas del territorio colombiano “se hacen bombas para matar los niños de Palestina”. 

No es el caso del petróleo, que sirve de combustible para alimentar la agresión israelí al pueblo palestino y por ello esta vez, como ocurrió en 1973, a raíz de la guerra del Yom Kipur, cuando la OPEP decretó un embargo petrolero como arma de guerra, con magros resultados, varios países que le proveen petróleo a Israel están contemplando apelar a ello para boicotearlo. 

De otra parte, es de anotar que tanto GLENCOR como DRUMOND son multinacionales que operan no solo en Colombia y son ellas las que le proveen el carbón a Israel, no Colombia como Estado, de manera que si se les impide suministrarlo desde Colombia lo harán desde los otros países en donde operan (Australia, India, Indonesia, incluso los EEUU), que son nuestros competidores.

Israel no se va a ver afectada, no va a dejar de recibir el carbón que requiere, no se va a apagar por cuenta de la decisión del presidente Petro. Esta medida, en suma, resulta inane frente a los intereses de Israel.

Esta decisión es abiertamente violatoria del TLC firmado entre Colombia e Israel, que entró en vigor en 2020, del TLC suscrito en 2006 con EEUU, domicilio principal de DRUMOND, así como del Acuerdo de Protección a la Inversión, firmado en 2009 entre Colombia y Suiza, domicilio de GLENCOR.

Con ello se ha sentado un pésimo precedente, pues los tratados y los acuerdos son para cumplirlos y su incumplimiento acarrea consecuencias. Colombia puede ser objeto de sanciones comerciales y retaliaciones por parte de los países afectados por su transgresión y de contera con ello se afecta la seguridad jurídica y la confianza inversionista, en momentos en los que el país más los requiere para el impulso y la reactivación de la economía colombiana. Huelga decir que la política exterior debe responder a una política de Estado y no a una política de gobierno.

Colombia, entonces, con este dislate, se está haciendo el harakiri, pues pierde por punta y punta, con cara y con sello, se queda con el pecado y sin la gracia con esta decisión desafortunada y contraproducente, que muy seguramente derivará en controversias jurídicas en el país y en instancias internacionales de las cuales el Estado puede salir mal librado.

De hecho, ya se han anunciado demandas de nulidad ante la Corte Constitucional por la presunta violación de la Constitución Política. Este Decreto se le puede convertir al Gobierno en un búmeran.

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

Hidrógeno: replanteando la estrategia de financiación de proyectos

El hidrógeno es una opción a la que varios sectores de la economía pueden optar para disminuir su huella de carbono, pero este mercado se enfrenta a retos que requieren replantear su enfoque.

Por: MÓNICA TORRES SIERRA*

El hidrógeno ha sido considerado una alternativa para el logro de los objetivos de descarbonización porque su uso final no genera dióxido de carbono. Sin embargo, el mercado del hidrógeno enfrenta múltiples retos técnicos, jurídicos y financieros que ponen en riesgo el despliegue de su desarrollo y que obligan a replantear la estrategia.

Si bien el uso del hidrógeno como fuente de energía térmica en procesos industriales, energía eléctrica, combustible, vector energético para almacenar y transportar energía y como agente reductor no es nuevo, el mercado del hidrógeno está todavía por desarrollarse a nivel global y local.

La asignación de fondos es fundamental para facilitar inversiones en proyectos en toda la cadena de valor del hidrógeno que permitan la creación de un mercado líquido y competitivo, y garanticen su sostenibilidad financiera, pero dichos fondos deben focalizarse estratégicamente.

La Agencia Internacional de Energía afirma que, si bien hay un aumento en el consumo de hidrógeno, este se debe a las tendencias de consumo de los sectores tradicionales como la industria petrolera para la actividad de refinación, la industria química para la producción de fertilizantes y, en menor proporción, la industria metalúrgica para la producción de acero.

Así, las políticas que se han creado en los últimos años para promover el hidrógeno para descarbonización todavía no generan cambios ni aumentos en el consumo de la molécula.

Además, la Agencia afirma que el interés en el desarrollo de proyectos de hidrógeno y sus derivados en toda la cadena de valor ha aumentado, pero todavía hay un rezago en su financiación.

Pese a que cada año aumenta el anuncio de proyectos a nivel global, aproximadamente solo el 4% de los proyectos toman una decisión final de inversión, y de estos solo entre el 10% y el 12% logran ser puestos en operación.

La dificultad para lograr el cierre financiero de los proyectos se debe, entre otros, a la falta de certeza que tienen los inversionistas sobre las bondades del hidrógeno.

Si bien el hidrógeno al ser usado no es contaminante, la intensidad de las emisiones durante su producción varía de manera importante dependiendo de la ruta de producción, así como se ve influenciada por el método de transporte utilizado, por lo que es necesario cuantificar sus efectos en las emisiones.

Esta tarea se dificulta por la falta de estandarización en los esquemas de certificación de origen que permitan identificar la trazabilidad de la reducción de emisiones del hidrógeno.

Por otro lado, aun cuando el hidrógeno es versátil, la tendencia en la promoción en su uso se focaliza en sectores en los que los sustitutos energéticos provienen de fósiles y la electrificación no es una opción. Esto ocurre porque, entre otros, la producción de hidrógeno implica el uso de otros recursos de vital importancia, como la energía eléctrica y el agua.

Recuérdese que la actividad de producción de hidrógeno es electro-intensiva. El hidrógeno usualmente está combinado con otros elementos como metano, oxígeno, carbono y otros hidrocarburos y minerales. El proceso de separación para disponer de la molécula requiere de altas cantidades de energía eléctrica. Además, el agua se requiere para el proceso de electrólisis, así como para la generación de vapor para producir hidrógeno con gas natural.

Así, el consumo de hidrógeno y sus derivados requiere la planeación del uso de los recursos necesarios para producirlo.

La Agencia Internacional de Energía Renovable afirma que en el escenario que busca limitar el aumento de la temperatura media mundial en 1,5°C por encima de niveles preindustriales en el 2050, el uso de hidrógeno bajo en carbono y sus derivados, incluyendo combustibles sintéticos y fertilizantes, aportaría a la reducción del 12% de las emisiones, frente a un 25% de la generación de energía renovable, el 25% de medidas de eficiencia energética, y un 19% de la electrificación de varios sectores de uso final.

Así, el hidrógeno no es el salvador, pero sin duda alguna aporta a la descarbonización, siempre y cuando se incentive la creación de demanda, particularmente, para nuevos usos.

En consecuencia, el despliegue del mercado del hidrógeno nos obliga a priorizar el destino de los recursos para viabilizar más proyectos en sectores de alto consumo energético y difícil electrificación.

Esto requiere la creación de políticas que incentiven y promuevan inversiones que son necesarias para hacer cambios tecnológicos que viabilicen el consumo del hidrógeno y sus derivados.

La discusión actual alrededor de esta molécula ya no se centra en su versatilidad o en su clasificación por colores, sino en promover su producción y uso en sectores estratégicos, implementando mecanismos para calcular la huella de carbono durante el proceso de producción y transporte del hidrógeno y sus derivados.

*Abogada con más de 12 años de experiencia en el sector energético. Actualmente desempeña su práctica como Counsel del área de Energía & Cambio Climático.

La CREG ajusta reglas del mercado de gas natural y facilita acceso a contratos

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), mediante la Resolución 102009 de 2024, realizó ajustes a las reglas para la comercialización de gas natural en el mercado mayorista.

Las modificaciones se aplican para la contratación de gas para usuarios no regulados como a los comercializadores que brindan el servicio a los usuarios residenciales. Para esto, se actualizan las reglas para que los agentes que atienden a usuarios residenciales y pequeños comercios puedan acceder a contratos de suministro de gas de tipo firme a precios asequibles, así como se asegura el suministro de gas necesario para operar los sistemas de transporte, el gas natural comprimido para vehículos, y la demanda de las refinerías.

En este sentido, se introducen medidas para flexibilizar las negociaciones entre vendedores y compradores en el mercado primario de gas, con el fin de maximizar la contratación y uso de los volúmenes de gas natural que se pueden producir a nivel máximo en los campos nacionales al precio más eficiente. Finalmente, se incluyen disposiciones para facilitar la negociación de volúmenes de gas importado.

Otras resoluciones para gas

Finalmente, se prevé para el segundo semestre de 2024 una propuesta regulatoria con un carácter más estructural, la cual se viene discutiendo desde el 2021 y que de manera reciente se socializó a través del proyecto de Resolución CREG 702 003 de 2023. Esta se centra en aspectos del mercado mayorista de gas natural como los periodos de negociación, la duración de los contratos de suministro, la actualización de precios y los mecanismos de priorización de la demanda esencial, entre otros.

«Las decisiones tomadas en el sector de gas han sido trabajadas considerando la situación del sector y buscando que los objetivos previstos en la Ley 142 de 1994 se vean reflejados en el mercado de gas. La CREG sigue comprometida en implementar todas las medidas necesarias para garantizar precios del gas eficientes para los usuarios finales y asegurar mecanismos que desde el punto de vista comercial permitan la confiabilidad del suministro en Colombia», explicó Antonio Jiménez, director Ejecutivo de la CREG.

Con las medidas adoptadas en esta resolución se busca lograr un mayor nivel de eficiencia en la asignación y distribución del gas, considerando las condiciones actuales y proyectadas del potencial de oferta y del potencial de consumo interno.

Mototaxistas peruanos se pasan al gas natural

El programa Ahorro GNV permite la conversión de moto taxis con sistema de combustión de gasolina y GLP al sistema de gas natural.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) de Perú, como administrador del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), beneficia a los conductores de moto taxi sin cadena que deseen convertir sus unidades de GLP o gasolina a gas natural, mediante el programa Ahorro GNV.

Esta iniciativa surge por el uso de moto taxis en el transporte público, generado en distintas regiones, donde el traslado se efectúa en su mayoría bajo este medio, siendo una alternativa económica y práctica para traslados en trayectos cortos o en geografías complicadas.

El programa Ahorro GNV permite la conversión de moto taxis con sistema de combustión de gasolina y gas licuado de petróleo (GLP) al sistema de gas natural vehicular (GNV), otorgando en provincias un bono de descuento de 2 mil soles y financiando el restante equivalente a 500 soles, en un plazo de 3 años sin intereses.

En Lima y Callao, cabe señalar, este bono también estará habilitado pero solo a las unidades que pasen de GLP a GNV.

Las regiones que son beneficiadas con este nuevo apoyo económico son Ica, La Libertad, Cusco, Piura, Junín, Lambayeque y Ancash, esperando llegar próximamente a Cajamarca, Arequipa y Tacna, ciudades donde el transporte público se efectúa mayormente con mototaxis.

Es importante mencionar que se puede ir reduciendo la deuda con cada carga de combustible, ya que cuando se realizan las cargas, se le agrega un porcentaje de pago adicional sobre el precio del gas natural, el cual es destinado al pago del financiamiento.

El hidrógeno verde aún no es competitivo en Europa

OBS Business School, institución perteneciente a Planeta Formación y Universidades, publicó el informe ‘Selección natural en el hidrógeno verde: solo quedarán los mejores’, dirigido por el profesor e ingeniero industrial Marcos Rupérez.

La situación actual del hidrógeno verde en la Unión Europea es de incertidumbre, de apuesta a largo plazo y por ahora no es rentable frente a las fuentes fósiles de energía, concluye el estudio de OBS Business School.

Y es que el salto de los laboratorios a la industria del hidrógeno ha querido ser tan disruptivo y rápido que la tecnología no estaba preparada para la producción en masa con rentabilidad, por eso todavía hoy no se ven los prometidos proyectos.

Por un lado, no hay suficientes fábricas de electrolizadores, lo que hace difícil que los costes hagan rentables los proyectos. Por otro, no existen las condiciones adecuadas de mercado en términos de precio de los combustibles fósiles (pues siguen siendo bajos) en relación con los costes de energía eléctrica que den al hidrógeno paridad de mercado.

Por tanto, solo el impulso público puede hacer atractivos hoy los proyectos de hidrógeno para los inversores. Sin embargo, las subvenciones al sector no están funcionando correctamente. Además de que no son suficientes en importe, la selección de los proyectos adjudicatarios no se realiza buscando aquellos que tienen más probabilidades de éxito, están más cerca de la rentabilidad o tienen un cliente más garantizado.

El futuro del hidrógeno

Como habitualmente pasa cuando la zanahoria no funciona, en poco tiempo la Unión Europea empezará a utilizar el palo en forma de obligación y cupos.

De la misma forma que hoy en día el diésel contiene por ley un porcentaje de biodiesel, probablemente mucho más caro que el diésel fósil, en los próximos años los aviones tendrán un cupo de combustible sintético, los barcos indirectamente llevarán un porcentaje de metanol o amoniaco (derivados del hidrógeno verde) y las fábricas de fertilizantes o similares tendrán la obligatoriedad de que parte del hidrógeno que consumen sea verde.

Y ese hidrógeno se venderá al coste mínimo de producción más un margen comercial, independientemente del precio de competencia con los fósiles. Es decir, aunque el hidrógeno seguirá sin ser competitivo con respecto a los fósiles, simplemente no competirá con ellos.

La UE ya está evolucionando en restricciones, penalizaciones y obligatoriedad de forma que en poco tiempo exigirá cumplir unos objetivos e impondrá cupos. La forma está aún por definirse, pero sin duda dará impulso al mercado. Eso sí, pinchará la burbuja de expectativa actual para separar el grano de la paja y, en esta travesía hacia la rentabilidad, solo los proyectos con una buena estrategia detrás sobrevivirán.

El informe de OBS considera un buen proyecto aquel que es consciente de que no hay que correr, con una planificación a años vista, pero dando pasos desde hoy para quedar como el mejor posicionado, el más optimizado, el mejor diseñado y el más dispuesto a pivotar según cómo se presenten las circunstancias. Y por supuesto, aquel que tenga un trato preferencial y una mejor relación con la Unión Europea.

El papel de los electrolizadores

Por su parte, los costes de los electrolizadores europeos y americanos no están bajando al ritmo esperado, sino que de hecho están subiendo. Y, en este escenario, un nuevo competidor está apareciendo en el mercado: China, con costes de inversión hasta cuatro veces menores que su competencia europea.

Los electrolizadores chinos son alcalinos de baja presión (<15 bar), una tecnología que en principio se podría considerar “antigua”, o al menos de un grado de evolución menor que la actual tecnología europea. Sin embargo, mientras un electrolizador europeo alcalino tiene precios cercanos a los 1000€/kW (el equipo), el chino de similares características ofrece precios de 300€/kWp o incluso menos. Y la reticencia de los promotores europeos a comprar electrolizadores chinos por la fama habitual de la calidad del país, poco a poco se está venciendo.

El gran “Estado europeo” será quien de nuevo marque el paso según las condiciones que imponga a la tecnología de electrólisis del país asiático.

El costo de la energía

Atendiendo a las condiciones fijadas por la Unión Europea para la certificación del hidrógeno como verde, se puede deducir que el precio de la energía no será constante en todos los proyectos. Esto es debido a que las garantías de origen obligarán a partir de 2030 a una correlación horaria de los proyectos, lo que implica quela energía renovable se deberá generar como mucho una hora antes de ser consumida por el electrolizador. Ello supone que la energía eléctrica con dichos certificados de origen será más cara cuantas más horas de funcionamiento del electrolizador se requieran.

Sin embargo, también es cierto que, a más horas de utilización del electrolizador, más producirá y por tanto más se diluirá la inversión por cada kilo de hidrógeno generado. Los proyectos ganadores serán probablemente aquellos que logren equilibrar ambas curvas de costes de energía y encontrar el precio más bajo posible que les haga competitivos en el mercado.

El nuevo modelo energético que se está planteando implica implantar aceleradamente muchas tecnologías que no están optimizadas y, por tanto, son mucho más costosas. Esos costes los pagará el ciudadano en forma de subida de precios o en forma de subida de impuestos.

*Artículo elaborado por Carmen García-Trevijano, del gabinete de Prensa de OBS Business School.

Gasnova: “GLP, combustible llamado a apoyar el desabastecimiento energético del país”

Palabras del presidente de la Asociación Colombiana del GLP (GASNOVA), en la primera jornada del 6º Congreso Internacional del GLP que se realiza en Bogotá.

En la intervención de apertura del Congreso Internacional de GLP, Alejandro Martínez resaltó cómo durante 2024 se hicieron explícitas las dificultades que enfrenta el país para asegurar su abastecimiento energético en el futuro próximo y que se venían evidenciando desde hace algunos años. Y añadió:

“El déficit asociado al Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles está pesando mucho en las cuentas fiscales del país, por lo cual se hace insostenible permitir que siga incrementándose.

“Por esto, el gobierno nacional se ha visto en la obligación de desmontar gradualmente el subsidio que tradicionalmente se ha otorgado a la gasolina motor y al diésel, de tal forma que ya la gasolina alcanzó el nivel de precio internacional, a la par que el ministro de Hacienda anunció el pasado 23 de julio, que el precio del diésel debe subir $6.000 por galón, entre lo que resta de 2024 y el próximo año, para sanear la deuda correspondiente.

“Por otra parte, ya es oficial la noticia sobre los faltantes de gas natural de producción nacional para atender la demanda, razón por la cual los presidentes de Ecopetrol y Naturgas han anunciado la necesidad de recurrir a gas importado a partir de 2025.

“Esto implica que el país pasará de consumir gas nacional, que aporta regalías y se transaba en el mercado interno normalmente a precios desligados por completo del entorno internacional, a completar su suministro con gas proveniente de un mercado exportador, con los consecuentes incrementos en precio y las necesidades de recursos adicionales para los subsidios asociados, que esto conlleva.

“Así las cosas, el GLP es el llamado a apoyar decididamente la situación energética antes descrita, teniendo en cuenta que es el único combustible en el país cuyo precio de suministro -si bien no es el de paridad importación- siempre ha estado indexado a indicadores internacionales y ha tenido que operar bajo variaciones mensuales del mismo.

“Esto significa que es el combustible que más cerca está de la situación real que debe afrontar el país y que aun teniendo que completar oferta con GLP importado, está preparado para contribuir al manejo de la situación deficitaria de gas natural y a la sustitución de combustibles automotor y náutico, como gasolina y diésel, al poder competir con los precios que estos tendrán sin subsidios.

“El país se verá abocado a asumir una situación de incremento en los precios de sus energéticos, al tener que ser abastecido con productos importados y esa no es la condición más deseable.

“No obstante, ante la dificultad para asegurar el abastecimiento y la continuidad en el suministro de gas natural y los altos precios de la gasolina y el diésel, es importante que en la nueva canasta energética que el gobierno nacional tiene actualmente en construcción, se considere de manera especial la contribución del GLP, incrementando su producción nacional, priorizando las inversiones requeridas para el manejo interno de las importaciones que se requieran y teniendo en cuenta las ventajas que tiene frente al gas natural para materializar importaciones.”

Hueco de $45 mil millones para cubrir subsidios al GLP en 2024

Al déficit del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FPEC) ahora se le suma un faltante para pagar los subsidios al GLP para finales de año.

Entre agosto y diciembre de 2024 no hay recursos presupuestales para cubrir los subsidios del gas licuado del petróleo (GLP), denunció Alejandro Martínez, presidente de la Asociación Colombiana del GLP (Gasnova) en la apertura del Sexto Congreso Internacional del GLP que se realiza en Bogotá.

Al parecer, el error en el Ministerio de Hacienda se debió a que al actualizar el cálculo de los subsidios no se tuvo previsto el aumento, lo que afecta a cerca de un millón de usuarios de los estratos uno y dos en seis departamentos del país, que no quedarán cubiertos con el subsidio.

El monto del déficit en los subsidios asciende a 45 mil millones de pesos, con el agravante que en el proyecto de presupuesto para 2025 se mantiene la misma fórmula, lo que implica un déficit de $45 millones más el ajuste del IPC para el próximo año.

No obstante, el eslabón que se verá más afectado es el comercializador, todo vez que este entrega los cilindros al valor autorizado, pero recibe el reingreso de los subsidios algunos meses después. En este caso, el comercializador asumirá un faltante en caja.

Disponibilidad de gas

Por otro lado, ante el descenso de Ecopetrol del suministro de GLP al mercado, que hoy equivale al 58% de la demanda, el próximo año se estima que el 50% del consumo del país provenga de la importación, lo que repercutirá en el precio al consumidor.

Martínez estima que el sobrecosto del GLP al consumidor final puede estar del orden del 7% por ciento, aunque mencionó que de todos modos será un precio inferior al registrado en el 2021 y 2022, pues hoy el precio internacional está estable, en unos 80 centavos de dólar por galón.

Justamente, esa fue una de las conclusiones de la primera jornada del Congreso. Colombia transita de un mercado de paridad exportación a uno de paridad importación.

Calcáneo: “El GLP seguirá de manera competitiva en el mercado colombiano”

El 6° Congreso Internacional del GLP – GASNOVA, que se llevará a cabo los días 21 y 22 en Bogotá, analizará el rol que tiene el Gas LP (GLP) como combustible de bajas emisiones, una alternativa energética para 12 millones de colombianos en los sectores residencial, comercial e industrial.

Organizado por la Asociación Colombiana del GLP (GASNOVA), el evento reunirá a los actores más importantes del sector del GLP en Colombia  y a importantes personalidades y expertos a nivel mundial procedentes de Estados Unidos, Francia, Polonia, México, Brasil, Chile, Perú, Guatemala y Colombia.  La World Liquid Gas Association (WLPGA), la Asociación Iberoamericana del GLP (AIGLP) y OPIS, a Dow Jones Company, son aliados del evento.

Adrián Calcaneo, VP Energy & Feedstocks at Chemical Market Analytics de Opis, Dow Jones Company (EE.UU.), será uno de los conferencistas internacionales del evento, quien participará en la sesión “Proyección de los precios de los combustibles en los mercados internacionales – Implicaciones para Latinoamérica”.

¿A nivel mundial, cuál es el comportamiento de la demanda del GHLP? ¿Cuáles son los principales usos?

A nivel mundial el principal uso del GLP está en el sector residencial en primer lugar, luego está el uso petroquímico, que es un uso ajeno a lo que estamos acostumbrados en América Latina pero existe una gran competencia entre ambos sectores en cuanto al uso del GLP. Luego siguen los usos industrial, el automotor (Autogás) y la generación eléctrica.

Colombia enfrenta un escenario de importaciones crecientes de GLP y su principal origen es los Estados Unidos: ¿cómo se proyectan las exportaciones desde E.EUU?

Afortunadamente, la disponibilidad de GLP en los Estados Unidos se proyecta hacia una tendencia de crecimiento sostenido en varias décadas, en gran cantidad. Que Colombia dependa de un mercado como el de Estados Unidos ayuda en cuanto a su abastecimiento porque los costos son relativamente asequibles para el mercado nacional.

Aunque América Latina es el destino más cercano y tradicional para el GLP de los Estados Unidos, ya no es el mercado más importante, porque no tiene la magnitud de los gigantes asiáticos que también recurren al gas de EE.UU: Japón, Corea del Sur y principalmente China, de los más grandes consumidores a nivel mundial. Como estos países mueven el volumen del producto, son los que marcan los precios internacionales y América Latina está a merced de estos movimientos.

Dadas estas importaciones que el país deberá acometer, preocupa que los precios en el país suban: ¿cuáles son sus estimaciones o proyecciones de los precios?

Cuando un país deja de ser autosuficiente con su propio gas y necesita más producto importado de lo que produce, los precios se elevan debido a diferentes factores. En el 6º Congreso Internacional del GLP vamos a analizar cuáles son esos factores a tener en cuenta para la variación de los precios internacionales, y cómo afectan los combustibles en los mercados latinoamericanos.

Dada la cercanía de Colombia con EE.UU, se va a mantener una estabilidad en los precios en comparación a lo que sucedió con años anteriores como el 2020 o 2021 que presentaron fuertes variaciones en el comportamiento de los precios.

Frente a los precios y sus proyecciones a futuro en EE.UU. del gas natural, las gasolinas y el diésel, ¿qué tan competitivo luce el GLP importado para Colombia?

El GLP para el sector vehicular, llamado a nivel internacional Autogás y en Colombia como AutoGLP, es un combustible muy competitivo dadas sus características de poder calorífico y fácil transporte que lo hacen una gran alternativa para un país con la geografía de Colombia.

Lo anterior hace que el precio del AutoGLP sea muy competitivo, además no hay que licuarlo, no hay que regasificarlo cuando llega al país, se puede mover fácilmente por camión y por barco, tampoco necesita infraestructura muy sofisticada. A diferencia de otros combustibles, el GLP estará en Colombia durante muchos años de manera competitiva.

Finalmente, mirando hacia la transición energética, el GLP es un combustible de bajas emisiones que a diferencia del diésel y la gasolina, o la leña y el carbón, ayudan a disminuir notoriamente con la emisión de gases de efecto invernadero (GEI).

Conferencistas y panelistas

Entre los participantes nacionales al 6° Congreso Internacional del GLP se destacan miembros del gobierno nacional como Javier Campillo (viceministro de Energía), Orlando Velandia Sepúlveda (presidente, ANH), Dagoberto Quiroga (superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios), Guillermo García Realpe (presidente de la Junta Directiva, Ecopetrol), Carlos Adrián Correa (director dela UPME), Mauricio Palma (subdirector de Hidrocarburos, UPME), David Riaño (vicepresidente de Soluciones de Bajas Emisiones, Ecopetrol), y Adwar Moisés Casallas (director de Hidrocarburos, Ministerio de Minas y Energía).

También habrá participación de congresistas como la representante Jennifer Pedraza y los senadores José David Name, Paloma Valencia y Andrés Felipe Guerra Hoyos.

En el representativo internacional estarán Bartosz Kwiatkowski (director general, Asociación Polaca de Gas Líquido), Aurelio Ferreira (presidente, AIGLP), Alison Abbott (directora de Comunicaciones de WLGA), Adrián Duhalt (Research Scholar, Center on Global Energy Policy, EE.UU), Adrián Calcaneo (Opis, a Dow Jones Company, EE.UU), Francisco José García Bustos (subgerente Compras Gas, Empresas Lipigas, Chile), Carlos Serrano (presidente, AMEXGAS, México), y Brendan Doner (Clean Energy Advocate & Data Scientist, EE.UU).

La suerte está echada

El sector de los hidrocarburos no pasa por su mejor momento. Tanto la ex ministra de Minas y Energía Irene Vélez como el actual ministro Andrés Camacho han seguido a pie juntillas la directriz del presidente Petro de no abrir nuevas rondas para la asignación de áreas para la exploración y explotación de hidrocarburos.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Sin fórmula de juicio y desatendiendo las recomendaciones de la Comisión de Expertos integrada por el anterior Gobierno, tomaron la determinación de apagar los dos pilotos en marcha, los cuales tenían por finalidad establecer la viabilidad o no de utilizar la técnica del fracking en Colombia.

El país se quedó sin saberlo, a sabiendas del enorme potencial de recursos que posee en yacimientos no convencionales, cuyo desarrollo podría llegar a duplicar las actuales reservas de hidrocarburos.

Y la ministra de Ambiente y Desarrollo Sostenible Susana Muhamad fue más lejos al radicar el proyecto de ley que lo prohibía, el cual fue archivado por tercera vez. Pero, no da su brazo a torcer y, según ha anunciado, por cuarta vez lo radicará nuevamente.

Estos pasos en falso han terminado por desalentar la inversión y la actividad en el sector, lo cual ha repercutido en la caída de las reservas tanto de petróleo, cuya relación reservas/producción cayó hasta 7,1 años, como del gas, que tuvo una mayor caída, hasta 6,1 años.

No obstante, aunque a regañadientes, se ha mantenido la inversión con la que se asoció ECOPETROL y OXY para explotar un yacimiento no convencional (YNC), el PERMIAN, en los EEUU, utilizando la técnica del fracking, que hoy por hoy es el negocio más rentable con que cuenta la estatal petrolera. Su producción es de 90 mil barriles/día, de los cuales 49% corresponden a ECOPETROL.

Al respecto manifestó el presidente de ECOPETROL Ricardo Roa que “es satisfactorio reportar estos logros operativos en el marco de actividades seguras, apoyada en procesos innovadores, con tecnologías confiables, tanto técnico como ambiental y dentro de los más altos estándares”. Cabe preguntarse, si ello es posible en territorio estadounidense por qué no lo es el colombiano.

Llama la atención que mientras el ministro de Hacienda Ricardo Bonilla proyecta llevar la producción de petróleo hasta un millón de barriles al día, cuando cada día que pasa Colombia se aleja más y más de dicha meta, la que alcanzó en los años 2014 y 2015. El tope de la producción de crudo sigue sin superar los 800.000 barriles/día.

Y no es para menos, porque no se puede pretender aumentar la producción de manera sostenible si al mismo tiempo no se incorporan barriles a las reservas y ello sólo será posible cuando se desactive el freno de mano por parte del Gobierno.

Estamos en presencia de una dicotomía, pues al tiempo que se descarta la firma de nuevos contratos de exploración y producción, el ministro, desesperado por el desfinanciamiento del presupuesto, presiona para aumentar la producción de crudo, su principal fuente de financiamiento.

Siempre se ha dicho por parte de los dos titulares de la cartera de Minas y Energía, para justificar la posición del Gobierno, que con los contratos ya firmados se garantizaba el autoabastecimiento del país, que no se requería más. Sin embargo, el presidente Petro en el marco de la Conferencia de las Partes de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, COP28, fue más lejos y firmó el Tratado de no proliferación de los combustibles fósiles, mediante el cual comprometió a Colombia a frenar en seco la actividad exploratoria y de producción de hidrocarburos en el país.

Y más recientemente el ministro Camacho, frente a la opción de retomar la firma de nuevos contratos, manifestó, como disculpa, que hay “espacio suficiente para explorar en los contratos vigentes y por tanto, hacer más eficiente la exploración y explotación, por lo que contemplar extender la frontera exploratoria no es necesario”.

Con estas señales, no es de extrañar la desaceleración de la actividad exploratoria en el país. Como afirmó el vicepresidente de Estrategia y Asuntos Regulatorios de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP) Andrés Bitar, “muchos de los inversionistas son internacionales y es difícil explicarles que todo está transcurriendo como venía transcurriendo en los años anteriores, cuando cada vez que puede, el presidente Petro vuelve y replica el mensaje de que no quiere hidrocarburos”.

Las cifras son elocuentes: según la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (CAMPETROL) venimos con una actividad de taladros baja, tanto es así que desde noviembre de 2022 hasta abril de este año cayó 30,3%.

En julio había 110 equipos de perforación operativos, una caída de 45 equipos frente a noviembre de 2022. De allí que, como afirma Andrés Bitar, “si la baja actividad de perforación persiste, es probable que la producción de petróleo caiga a mediano y largo plazo, incluso mayor que el reportado tras la pandemia, del cual el país no se ha recuperado”.

Ello explica también el mediocre desempeño del sector de minas y canteras, el cual, según el más reciente reporte del DANE cayó –3,3% en el segundo trimestre de este año, el peor de todos. Definitivamente, en este Gobierno la suerte está echada.

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

TGI logró ingresos por más de un billón de pesos en el primer semestre de 2024

TGI logró la aprobación de tres importantes proyectos para la expansión del negocio y la confiabilidad del servicio.

La Transportadora de Gas Internacional (TGI), filial  del  Grupo  Energía  Bogotá́,  cerró  el  segundo  trimestre  con  ingresos  por $519 mil millones, lo que representa un incremento del 13.4% en utilidad operacional y un 8.1% en EBITDA. Es así como cierra el primer semestre del año con ingresos por más de un billón de pesos, fruto de la suscripción de contratación adicional de transporte en firme de varios remitentes.

“En comparación con el primer semestre de 2023, este año hemos aumentado nuestros ingresos operacionales en un 8,6%, que representan cerca de un billón de pesos. Estos resultados operacionales son positivos y van en línea con el compromiso de mantener resultados sólidos frente a los desafíos regulatorios que implicaron la pesificación de la tarifa”, explicó Mónica Contreras Esper, presidente de TGI.

TGI resalta dos grandes hitos en materia regulatoria que sucedieron en el trimestre. El primero de ellos, la inclusión de tres importantes proyectos propuestos por la Transportadora a la UPME dentro del Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023-2028. Estos proyectos son Conexión Bogotá al  SNT en Magdalena Medio; Conexión Cúcuta al SNT en Magdalena Medio; y Bidireccionalidad del gasoducto Vasconia-Mariquita.

El segundo hito, la expedición definitiva por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de los valores de inversión y gastos de AO&M para proyectos Bidireccionalidad Ballena-Barranca; aumento de capacidad Mariquita – Gualanday; y aumento de capacidad Ramal Jamundí.

Cabe recordar que TGI ya había adelantado la inversión de la Bidireccionalidad Ballena- Barranca como un proyecto estratégico para el país, y con esta resolución la compañía podrá recuperar dicha inversión. Respecto a los otros dos proyectos las fechas estimadas de entrada en operación al servicio de la cadena de gas natural, se prevén para el último trimestre del 2025.

“Son decisiones fundamentales que permiten al país contar con un sistema nacional de transporte confiable que más allá de conectar al gas natural está extendiendo oportunidades de progreso mejorando vidas con energía sostenible y competitiva.”, agregó Contreras.

Frente a la gestión social, TGI logró la adjudicación del proyecto Obras por Impuestos de Gasificación Rural en 13 veredas del municipio de la Belleza, Santander, por un valor de $6.800 millones, que beneficiarán a más de 4 mil personas. Además, fue el granador del Premio ACP Hechos de Sostenibilidad en la categoría Equidad de Género.

1 78 79 80 81 82 296