Autor: Martín Rosas

Gas Natural
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ACIEM: “Es urgente aumentar importaciones de gas natural para enfrentar déficit”

by Martín Rosas

En opinión del presidente de ACIEM, para mitigar los riesgos de abastecimiento gas natural, se podría utilizar la comercialización de gas importado que no sea requerido por las plantas térmicas.

“El país se demoró en buscar soluciones para aumentar la disponibilidad de gas natural con el fin de evitar efectos negativos en el mercado y en los usuarios que, sin duda, serán los más afectados con las posibles restricciones en el suministro, por ello es urgente incrementar las importaciones de gas para enfrentar el déficit que se podría presentar a comienzos del próximo año”: así lo declaró Daniel Enrique Medina, presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), en el marco de la 41 Conferencia Energética Colombiana (ENERCOL) que se realiza en Bogotá.

En opinión del presidente de ACIEM, para mitigar los riesgos de abastecimiento gas natural, se podría utilizar la comercialización de gas importado que no sea requerido por las plantas térmicas que reciben el combustible de la planta de regasificación de gas natural en Cartagena.

“Esto no es nuevo y ya se ha ejecutado en otras oportunidades obedeciendo a criterios comerciales, luego el déficit de corto plazo se podría resolver de la misma manera, claro está, a costos superiores del orden de dos a tres veces el precio del gas natural producido nacionalmente, con el impacto en los usuarios y en el Gobierno por los mayores subsidios que sería necesario pagar”: agregó Medina.

ACIEM destacó que la planta de regasificación de Cartagena incrementaría su capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios a 530 millones, hacia el año 2027, lo cual ayudaría a mitigar parcialmente el problema, sin solucionarlo completamente.

Adicionalmente, Medina explicó: “Es evidente que el mercado quedaría expuesto a restricciones en la oferta de gas, lo cual implicaría que algunos consumidores no recibirán este energético afectando el consumo domiciliario y de transporte en particular, así como los precios de la energía eléctrica y del mismo gas natural”.

Futuro del carbón en la Transición Energética

El presidente de ACIEM llamó la atención sobre el futuro del carbón en la Transición Energética, destacando que este combustible merece su espacio para buscar el balance energético ideal del país.

Según Medina: “Si no hubiéramos contado con la disponibilidad del carbón para afrontar el fenómeno de El Niño, con seguridad que se hubiera presentado un caos que habría tenido consecuencias graves para el sector, la economía y el país, y hubiéramos llegado a un riesgo de racionamiento o ‘apagón’ reviviendo experiencias de los años noventa”.

Y añadió: “Necesitamos tener fuentes de energía que en momentos difíciles nos den la tranquilidad de poder contar con ella y a precios que podamos pagar. Hoy el carbón colombiano participa con cerca del 8% de la capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional (SIN), aportando firmeza, siendo un recurso abundante y económico, factor muy importante en el balance energético.”

De otra parte, realzó la alianza con la Federación Nacional de Productores de Carbón, Fenalcarbón, y la Asociación Nacional de Generadores, Andeg, para promover la defensa de la industria nacional del carbón.

“Es nuestro propósito realzar las fortalezas de esta industria y los beneficios para los usuarios de la energía eléctrica, el desarrollo de las regiones, las familias que dependen de la minería y para las familias que dependen de la energía eléctrica”, concluyó Medina.

Industria
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Fortalecerán infraestructura energética con subsidios

by Martín Rosas

El Gobierno anunció que restructurará la forma como se otorgan los subsidios destinados a la energía eléctrica en las regiones más vulnerables del país, con el fin de facilitar la instalación de infraestructura en estas zonas y multiplicar el número de usuarios del servicio.

Así lo consideró en la 41 Conferencia Energética de Colombia, Enercol 2024, la directora de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía, María Victoria Ramírez, al indicar que este es un desafío al que se enfrenta el ministerio para mejorar la cobertura del servicio en el país.

Señaló la funcionaria qué a juicio del titular de la cartera energética, los subsidios no pueden ser eternos porque dejan de ser eficientes.

Al inicio de Enercol 2024 se habló de un déficit de 1,8 billones de pesos para cubrir las obligaciones que se tienen para el subsidio de gas y energía eléctrica en 2024 por parte del Gobierno a los estratos más vulnerables de la sociedad.

Estos recursos, dijo Ramírez, se deben utilizar para la financiación de infraestructura de energía eléctrica en las comunidades de las zonas vulnerables del país.

“Lo que se busca es impulsar la independencia energética de estas comunidades y que dejen de depender de los subsidios del Estado y fortalecer de esta forma la economía popular”, dijo Ramírez.

Comunidades energéticas

María Victoria Ramírez dijo que ya comenzó a funcionar la comunidad energética en Bojayá, Chocó.

Indicó que su despacho tiene un ambicioso programa de cerca de 18 mil comunidades energéticas, focalizadas en escuelas y otros lugares de servicio público.

Ramírez dijo que como los recursos de Estado para este programa son finitos, el papel del sector privado en su ejecución es muy importante por lo que invitó a los inversionistas a poner en su agenda estas comunidades.

Industria
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Denuncian faltante de $1,8 billones para cubrir subsidios de energía y gas en 2024

by Martín Rosas

Las agremiaciones de los sectores de electricidad y gas natural, ACOLGEN, ANDEG, ANDESCO, ASOCODIS, SER COLOMBIA y NATURGAS expusieron la preocupante situación actual en materia de asignación de recursos para cubrir el déficit de subsidios o pagos por menores tarifas para las vigencias fiscales 2024 y 2025.

De acuerdo con el Presupuesto General de la Nación (PGN 2024), así como en su correspondiente decreto de liquidación de presupuesto, existiría un déficit acumulado de subsidios a diciembre 31 del 2024 sin apropiar cercano a 1,3 billones de pesos para energía eléctrica y de alrededor de 500 mil millones para gas natural, para un total de 1.8 billones de pesos.

Además, de los montos de subsidios que ya los prestadores han aplicado a los usuarios, al 31 de agosto de este año la Nación les adeuda a las empresas la suma de 1,3 billones de pesos para energía eléctrica y de 351 mil millones de pesos para gas natural. Esta es una situación que viene poniendo en riesgo la estabilidad financiera de las empresas haciendo que acudan a mayores créditos de lo convencional.

Por otra parte, para la vigencia 2025, las necesidades de apropiación de subsidios para cubrir la totalidad de los pagos por menores tarifas del sector eléctrico y de gas natural, son del orden de 3,8 billones de pesos para energía y de 1,2 billones de pesos para gas natural.

“Con base en lo anterior, nuestras empresas asociadas requieren para los años 2024 y 2025 que se apropien sumas cercanas a 5,1 billones de pesos para energía eléctrica, y aproximadamente 1,7 billones de pesos para gas natural, para un total de estos dos sectores de 6,8 billones de pesos. Y adicionalmente se requiere con urgencia que se paguen los subsidios ya otorgados a los usuarios con corte a agosto 31 del 2024 que corresponden para los 2 sectores a 1.65 billones de pesos”, señalan los gremios en un comunicado de prensa.

También subrayan que, no obstante lo anterior, “observamos con mucha preocupación que en el proyecto del PGN del 2025, se propone apropiar recursos tan solo por valor de 4,3 billones de pesos para los sectores de energía eléctrica y gas natural, suma que incluiría subsidios para zonas no interconectadas y para empresas no afiliadas a nuestras agremiaciones. Es decir, adicional a esta suma, para nuestras empresas asociadas, en el servicio de energía eléctrica el faltante por apropiar a diciembre 31 del 2025 sería cercano a dos billones de pesos, mientras que para el servicio de gas natural el faltante estimado sería alrededor de 900 mil millones de pesos.”

Se puede apreciar que, si bien las necesidades de subsidios para los sectores de energía y gas vienen aumentando año tras año, para el PGN 2025 lo que se plantea es una disminución del 19% con respecto a lo que se había apropiado para el PGN 2024.

“Observamos con mucha preocupación que el proyecto de presupuesto sometido a consideración del Congreso no incorpora la totalidad de los recursos necesarios para subsidios, e incluso hace disminuciones importantes, a pesar de que éstos corresponden a gasto público social, el cual tiene prioridad sobre cualquier otra asignación de conformidad con el artículo 366 de la Constitución Nacional, en concordancia con el Artículo 100 de la Ley 142 de 1994 y según lo dispuesto en el Artículo 42 de la Ley 1430 de 2010”, señalan los gremios.

De acuerdo con los gremios, de no apropiarse la totalidad de los recursos de subsidios que requieren los sectores y realizarse los giros oportunamente, podrían darse afectaciones en el flujo de caja de las empresas llevando a consecuencias tales como el desplazamiento de inversiones necesarias para la expansión de servicio, el incremento de la cobertura, la reducción de pérdidas y el mejoramiento/mantenimiento de la calidad, así como un incremento en el riesgo de incumplimiento de pago de compromisos tanto con otros agentes del sector como proveedores y contratistas, lo que podría impactar de manera significativa el costo de las facturas a los usuarios.

Teniendo en cuenta lo anterior, los gremios recomiendan y solicitan:

  • Pagar a la mayor brevedad los subsidios ya otorgados por las empresas con corte a agosto 31 de 2024, sumas que corresponden a 1,3 billones de pesos para energía eléctrica y 351 mil millones de pesos para gas natural.
  • Agregar en las cuentas 2102 (consolidación productiva del sector de energía eléctrica) y 2101 (acceso al servicio público domiciliario de gas combustible) del PGN 2025 (texto radicado el 30 de julio de 2024) la suma adicional de dos billones de pesos para energía eléctrica y 900 mil millones de pesos para gas natural, para un total de casi 3 billones de pesos.
  • Facilitar el uso de herramientas de crédito en el mercado secundario a través de operaciones de “factoring”, para lo cual sugerimos dar facilidad y rapidez a la aplicación de lo establecido en el Decreto 399 de 2020 con relación a la cesión de los derechos de los subsidios causados en materia del servicio público de energía eléctrica.
  • Habilitar el uso de recursos de crédito en el PGN 2025, incluyendo la emisión de bonos y otros títulos de deuda pública como se ha realizado en el pasado, para pagar los subsidios.
  • Para el manejo de los saldos pendientes con corte al 31 de diciembre de 2024, incluir un artículo que viabilice estos pagos con cargo a las apropiaciones que se hagan para la vigencia del año 2025. Estos artículos han sido utilizados en anteriores Leyes de presupuesto.
  • Giro de recursos anticipados, antes de finalizar el respectivo trimestre.
Gas Natural
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Fitch Ratings afirma calificación de riesgo internacional de TGI en BBB

by Martín Rosas

La calificadora de riesgo resaltó la sólida posición comercial que tiene TGI en el sector de transporte de gas natural, lo que la hace proyectarse como una empresa estable.

La afirmación del grado de inversión de Transportadora de Gas Internacional (TGI) se sustenta en la fuerte posición comercial de la compañía en el sector de transporte de gas natural, su exposición moderada al riesgo regulatorio, su estructura de capital conservadora, y generación de EBITDA sólida y predecible, además de su fuerte vínculo con su casa matriz, el Grupo Energía Bogotá (GEB).

Para la calificadora internacional de riesgos Fitch Ratings, TGI es una empresa clave para la estrategia de crecimiento del GEB al representar aproximadamente el 45% de su EBITDA operativo. Se espera que la inversión en Colombia y en negocios midstream, como el de TGI, siga siendo un foco estratégico para el crecimiento futuro del Grupo Energía Bogotá.

Por otra parte, la calificadora resalta la escala de la compañía, su presencia geográfica, su participación de mercado y la capacidad en firme contratada, que brindan previsibilidad a su generación de flujo de efectivo.

“La perspectiva estable demuestra la disciplina financiera de la compañía, su gestión regulatoria y el trabajo de un Gobierno Corporativo sólido que hoy nos permiten ser una compañía sostenible al tener estabilidad en el futuro. Estamos seguros que el trabajo conjunto y articulado entre entidades regulatorias, Gobierno Nacional y sector, permitirá crecer en el desarrollo e inversión en infraestructura que garantice mayor confiabilidad en el sistema”, dijo Dalila Hernández, presidente encargada de TGI.

GLP/Vehicular
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AutoGLP y NautiGLP, en la competencia de los combustibles para motores 

by Martín Rosas

Con el desmonte de los subsidios a la gasolina y el ACPM, los combustibles alternativos comienzan a abrirse paso en el sector automotor colombiano.

Desde 2021, cuando el Ministerio de Minas y Energía (MME) emitió reglamentos técnicos para el desarrollo del AutoGLP en estaciones de servicio, ya se han convertido cerca de 4.000 vehículos livianos, especialmente taxis.

Para proveer el combustible, se han instalado 20 estaciones de servicio, en Barranquilla, Cartagena, Soledad, Medellín, Cúcuta, Fusagasugá y Pasto. Y próximamente se abrirán dos más en Cali.

Para el uso vehícular, el GLP representa una opción técnica, económica y ambientalmente viable. Es un 30% más económico frente a la gasolina, la conversión es similar a la del GNV, con la ventaja que el tanque es más liviano, su poder calorífico es mayor al de sus competidores, y tiene las menores emisiones de gases de efecto invernadero y material particulado.

Aunque en Colombia apenas hace sus primeros pinitos, el AutoGLP es el tercer combustible automotor más usado en el mundo, con 28 millones de unidades, entre vehículos con motores convertidos y dedicados.

De acuerdo con el Balance Energético Colombiano 2021 (BECO), elaborado por la UPME, el GLP solo representa 3,5% del total de la canasta energética nacional, a pesar de estar considerado como un combustible limpio. Esto contrasta con el hecho que el diésel y la gasolina, combustibles más contaminantes, representan aproximadamente el 44,4% del consumo nacional.

Y pese a que el suministro de GLP al mercado nacional por parte de Ecopetrol viene cayendo año a año, al punto que en 2025 solo suministrará el 50% de la demanda, la industria se prepara para enfrentar el déficit con producto importado, luego el país no se verá desabastecido y se viene una competencia interesante entre el AutoGLP y el gas natural vehicular (GNV).

El primer round los estaría ganando el GLP, pues su importación es mucho más fácil que el gas natural, la pueden hacer empresas privadas, con la calidad requerida por el mercado y sin necesidad de hacerle ningún tratamiento adicional.

Por el contrario, la importación de gas natural está atada a la única planta de regasificación que existe en el país (SPEC), la cual está comprometida en 350 millones de pies cúbicos diarios para el parque térmico, mientras Ecopetrol anunció que utilizaría los restantes 100 millones de capacidad para otros usos.

Pero los sobrecostos lo pondrían en desventaja, con el ingrediente adicional que siempre que hay escasez de gas natural en el país, el vehicular es el primer sector al que le cortan el suministro.

NautiGLP, alternativa en ríos y mares

El uso del GLP en embarcaciones es también un segmento nuevo en el país. Desde hace dos años Colgas y Montagas vienen realizando pilotos para que los lancheros se pasen a este nuevo combustible, más económico y con menor huella de carbono.

Ya se han convertido varios motores y se han instalado unas 20 estaciones de servicio fluviales en ríos como el Magdalena, Cauca, Sucio, Sinú y Atrato, al igual que en la costa Caribe de La Guajira y en Tumaco, en el Pacífico.

No obstante, el principal freno al desarrollo del NautiGLP es el precio del motor, que puede superar los 30 millones de pesos, pues se debe hacer reposición. Pero los ahorros en combustible y en aceite hacen que el NautiGLP gane terreno entre los operadores fluviales de carga y pasajeros.

Opinión
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¡Por fin!

by Martín Rosas

Resulta inexplicable e insólito que teniendo a la CREG con su poder regulatorio, hayamos tenido que esperar dos años para que actúe, debido a su inoperancia e interinidad, a la falta de quorum, por el empecinamiento del Gobierno de no nombrar en propiedad a los expertos comisionados.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Despertó gran expectativa el anuncio del presidente Gustavo Petro, desde San Basilio del Palenque, el pasado 23 de agosto, sobre “lo que va a suceder con las tarifas de energía eléctrica”.

Pero, cuál sería nuestra sorpresa cuando pudimos constatar que en su intervención no fue más allá de lo que ha venido manifestando, atribuyéndole las altas tarifas y las desproporcionadas alzas de las mismas al hecho de que “unas pocas empresas en manos de unos pocos pueden fijar precios que benefician sus propios intereses y no los de la gente”.

Sin mencionar la fuente, arremetió contra las empresas generadoras de energía y afirmó que a los generadores les cuesta el kilovatio $1.000 y lo “puede vender, digamos a $5.000, entonces se gana $4.000”. Con razón en días pasados, espetó en una declaración a los medios que “Pablo Escobar palidecería de la rentabilidad de ese negocio”. Nos quedamos sin saber “lo que va a suceder con las tarifas de energía eléctrica”.

Pero lo que causó más asombro entre los entendidos fue su afirmación, en medio de su confusión entre los costos, los precios y las tarifas de la energía, en el sentido que “Colombia es el único país de Latinoamérica en donde el Estado no regula el costo de la energía”.

Lo cierto es que el artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos lo pueden prestar “el Estado, directa o indirectamente, por comunidades organizadas o por particulares” y enfatiza en que “el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia”. Este precepto fue desarrollado por la Ley 142 de 1994 de servicios públicos, creando las comisiones de regulación para tal efecto.

De no existir la regulación en Colombia, no se entendería la Resolución 701 063 que acaba de expedir la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), fechada el 29 de agosto, “por la cual se adoptan ajustes regulatorios para la reducción de las tarifas de energía eléctrica para los usuarios de los estratos 1, 2 y 3 del SIN”. Y la expidió “en ejercicio de las atribuciones legales” conferidas por la Ley.

La Resolución tiene como objetivo fundamental regular el traslado de los beneficios a los usuarios, resultantes de la financiación para el pago de los saldos de opción tarifaria e incentivar la renegociación de los contratos bilaterales de energía con destino al mercado regulado.

De esta manera, se habilita el acceso de las empresas comercializadoras a recursos de crédito con tasa de interés compensada dispuesta por FINDETER. Se trata de que se ajuste la fórmula tarifaria de tal suerte que esta refleje tal beneficio y se ajusta también la tasa de interés para aplicable.

Pero, como la Nación debe honrar su compromiso de asumir la deuda de la opción tarifaria de los estratos 1, 2 y 3, que asciende a los $2,8 billones aproximadamente, se deberán dar los pasos conducentes al reintegro de dicho monto a las comercializadoras, para que estas dejen de cobrársela al usuario.

Como lo ha anunciado el ministro de Hacienda Ricardo Bonilla, el Gobierno presentará próximamente al Congreso para su aprobación el proyecto que lo faculte para que disponiendo del recurso apropiado se le pueda condonar la deuda con FINDETER que están contrayendo las comercializadoras.

Con respecto a la renegociación de los contratos bilaterales de energía, esta es de carácter voluntario ya que se “buscará” su modificación en procura de una rebaja del precio pactado y hasta ahora solo 3 generadores (EEPPP, ISAGEN y CELCIA) han mostrado su disposición a un descuento temporal del 10%, el cual deberá aplicársele  el 35% que representa el cargo por generación (G) en la fórmula tarifaria (CU = G+T+D+C+PR+R), razón por la cual su impacto en la tarifa al usuario final será muy limitado.

Esta medida reedita la que dio lugar en 2022 al decepcionante Pacto por la Justicia Tarifaria, el cual se tradujo en una pírrica baja del 2,8% frente a un alza promedio a nivel nacional del 24%, y en la región Caribe por encima del 40%.

Otro aspecto que contempla esta Resolución es el atinente al indexador que se aplica en los contratos entre generadores y comercializadores, que en el pasado contribuyó y de qué manera a la espiral alcista de las tarifas, toda vez que el Índice de Precios al Productor (IPP), que era el utilizado, se disparó pasando de 4,7% entre 2018 y 2019 al 33,25% en 2022. Se trata, entonces, de llegar a una fórmula intermedia para su redefinición, la cual, según reza la Resolución “podrá” ser usada en lo sucesivo.

En plata blanca, con esta Resolución lo único seguro sería la rebaja atribuible a lo que paga el usuario por concepto de la deuda de la opción tarifaria, que oscila entre el 5% y el 20%. Ello, frente a un incremento del 32% de la tarifa entre junio de 2023 y junio de 2024. Lo demás está condicionado al “podrá” del indexador y el acuerdo entre las partes (distribuidoras y generadoras), que es voluntario. 

Finalmente, resulta inexplicable e insólito que teniendo a la CREG con su poder regulatorio, hayamos tenido que esperar dos años para que ella actúe, debido a su inoperancia e interinidad, a la falta de quorum, por el empecinamiento del Gobierno de no nombrar en propiedad a los seis expertos comisionados, a pesar de los requerimientos de la Procuraduría y la orden impartida por el Consejo de Estado y el Tribunal Contencioso Administrativo de Cundinamarca, en donde cursa en este momento un incidente de desacato contra el presidente de la República y el ministro de Minas y Energía Andrés Camacho.  

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

GNL
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El papel crucial del GNL en la transición energética y el camino a seguir

by Martín Rosas

En el cambiante panorama energético mundial, el gas natural licuado (GNL) ha emergido como un actor central. Su papel en la reducción de la brecha entre los combustibles fósiles tradicionales y las fuentes de energía renovables es innegable.

Por: NOBUO TANAKA*

En un momento en que las naciones se enfrentan a la urgente necesidad de contar con energía más limpia y, al mismo tiempo, garantizar la estabilidad y el crecimiento económicos, el GNL ofrece una solución viable.

Sin embargo, esta transición no consiste simplemente en sustituir una fuente de energía por otra, sino en una revisión integral de nuestra infraestructura y nuestras políticas energéticas. Las inversiones en energía renovable, baterías y vehículos eléctricos son indicadores cruciales y tranquilizadores de un compromiso más amplio con la sostenibilidad.

De la misma manera que Europa se embarcó en la búsqueda de fuentes de gas alternativas tras los conflictos geopolíticos, las economías asiáticas también enfrentan la necesidad apremiante de GNL y combustibles más limpios para sustentar su rápido crecimiento económico en las próximas décadas.

Sin embargo, el sentimiento que prevalece hoy en el sector financiero sugiere que podría ser necesario un plazo más largo para la transición energética. La seguridad energética sigue siendo una prioridad máxima a nivel mundial y esta realidad no se puede ignorar.

El debate sobre el trilema energético (equilibrio entre seguridad energética, sostenibilidad y asequibilidad) está siempre presente. Por ejemplo, la conectividad de la red eléctrica regional es un tema fascinante.

Europa desarrolla activamente la conectividad de la red para mejorar la seguridad energética, lo que también impulsa la sostenibilidad al ampliar el mercado y mitigar la intermitencia de la energía solar y eólica. Un mercado más grande puede llenar los vacíos y proporcionar energía más asequible, un modelo del que Asia puede aprender. Por supuesto, superar los intereses divergentes de los países individuales es un desafío, pero las experiencias de Europa en el equilibrio entre asequibilidad, seguridad y sostenibilidad ofrecen lecciones valiosas para el mercado energético asiático.

Es fundamental comprender el contexto más amplio de la transición energética. El reconocido académico y profesor Vaclav Smil destaca que cada iteración de la transición energética lleva más tiempo que la anterior. Desde el carbón que sustituye a la madera, al petróleo que sustituye al carbón, y luego al gas natural que sustituye al petróleo y otras fuentes, cada cambio se ralentiza progresivamente.

Ahora, el desafío es aumentar la proporción de energías renovables en la matriz energética a una velocidad sin precedentes. Se espera que el sector nuclear, al que el profesor Smil califica de «fracaso exitoso», desempeñe un papel complementario. Pero ¿podemos lograr de manera realista esta transición acelerada? ¿Y puede el planeta permitirse el lujo de esperar?

Extender el plazo para la transición energética y apuntar a cero emisiones netas en la próxima década podría facilitar una transformación más fluida del sector energético. Sin embargo, esta extensión conlleva riesgos. No debemos caer en la complacencia. Es necesario impulsar con urgencia la innovación y la inversión en áreas necesarias. Para equilibrar los avances tecnológicos, las consideraciones de oferta y las reducciones de emisiones se requiere un enfoque multifacético. Los gobiernos deben crear un entorno propicio, siendo la regulación y la fijación de precios del carbono dos pilares fundamentales.

Japón es un ejemplo notable. El país aspira a alcanzar la neutralidad de carbono en 2050 y recientemente ha introducido un precio al carbono, con planes de aplicar un recargo al carbono a las empresas de servicios públicos y a los importadores. Esto refleja el éxito anterior de Japón con el GNL. Hace cincuenta años, cuando Japón empezó a importar GNL de Alaska, los costos eran altos y pocos creían en su viabilidad como alternativa al gas por gasoducto. Hoy, el GNL es un producto preciado, gracias a un mercado regulado.

El futuro de la transición energética depende de la ampliación y financiación de las tecnologías existentes. Las tecnologías que probablemente se comercialicen en la próxima década (hidrógeno, transporte, almacenamiento, baterías y pequeños reactores modulares) ya están disponibles. El desafío consiste en implementarlas a gran escala. Si bien los gobiernos están interesados ​​en financiar la investigación y el desarrollo de tecnologías innovadoras, ahora deben centrarse en brindar un apoyo financiero sustancial para su implementación, lo que requiere mucho más que inversión en I+D.

El potencial de la captura directa de aire (DAC) es apasionante. Si los costos de la DAC se reducen lo suficiente, podría simplificar la descarbonización de industrias pesadas como la del acero y el cemento. Además, la fusión nuclear es prometedora. Con numerosas pequeñas empresas de fusión comercial que surgen en los EE. UU., Europa, Japón y otros lugares, existe la esperanza de que alguna de ellas tenga éxito. Un proyecto de fusión exitoso en las próximas décadas revolucionaría la generación de energía y redefiniría nuestro paradigma energético.

Si bien el GNL desempeña un papel fundamental en la transición energética, es esencial adoptar un enfoque equilibrado que incluya inversiones significativas en energía renovable y tecnologías innovadoras. El camino a seguir requiere colaboración, innovación y un compromiso firme con la sostenibilidad.

*Ex director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía. (Tomado de Energy Connects)

Sostenibilidad
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América Latina y el Caribe se unen para reducir las emisiones de metano

by Martín Rosas

La reducción de emisiones de metano es crucial para mitigar el cambio climático, especialmente en América Latina y el Caribe, donde el sector energético contribuye con el 40% de estas emisiones.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF), el Global Methane Hub y el Ministerio de Minas y Energía de Colombia organizaron el pasado 26 de agosto la Primera Cumbre Regional de Metano.

El evento, celebrado en Bogotá, centró su atención en la gestión del metano y en el papel del Observatorio de Emisiones de Metano de América Latina y el Caribe (OEMLAC) en la reducción de estas emisiones en la región.

La cumbre congregó a altos funcionarios del sector energético, organismos internacionales, ONG y empresas del sector del petróleo y gas, quienes destacaron que el metano (CH₄) posee un potencial de calentamiento global 80 veces mayor al del dióxido de carbono (CO₂).

Sergio Díaz Granados, presidente ejecutivo de CAF, subrayó que, históricamente, los bancos de desarrollo han enfocado más sus inversiones en reducir CO₂ que metano. No obstante, resaltó la urgencia de que los responsables de políticas públicas y las entidades financieras colaboren para enfrentar el impacto del metano, un gas que tiene “poder de calentamiento global 80 veces mayor que el CO₂ como gas de efecto invernadero».

Marcelo Mena, CEO de Global Methane Hub, enfatizó la necesidad de redirigir inversiones de combustibles fósiles hacia energías limpias y empleos sostenibles. «El 40% del metano global proviene del sector energético; el resto, de alimentos y residuos. Mitigar el metano puede reducir rápidamente la temperatura, en línea con el Acuerdo de París», aseguró.

Por su parte, Andrés Camacho, ministro0 de Minas y Energía de Colombia, aprovechó la ocasión para lanzar el Observatorio de Emisiones de Metano, destacando que su misión es «estandarizar metodologías, garantizar un sistema de inventarios, recopilar datos para políticas públicas y desarrollar capacidades regionales».

Por su parte, Andrés Rebolledo, secretario Ejecutivo de la OLADE, recalcó que el Observatorio recoge el mandato de los Ministros de Energía de la región y busca apoyar a los países en el cumplimiento de sus compromisos de reducción de metano, promoviendo la descarbonización y una industria de gas natural con bajas emisiones.

Durante la Cumbre, se discutieron los avances del OEMLAC, la importancia de contar con inventarios robustos para la reducción de emisiones, las oportunidades de financiamiento y las estrategias para la descarbonización en el sector de petróleo y gas.

En el marco de este evento, también se desarrolló el «Workshop Datos para la Acción», donde se compartieron las experiencias e iniciativas de los países miembros de OLADE y los esfuerzos desarrollados por cada país para la reducción de metano dentro de su matriz energética.

En esta Primera Cumbre Regional de Metano se subrayó la necesidad de fortalecer la capacidad técnica y mejorar la calidad de los datos en los inventarios de emisiones, especialmente en el sector petróleo y gas, para una gestión más efectiva y transparente en la región y la importancia del financiamiento para la reducción de emisiones, en línea con los objetivos climáticos globales.

Aunque también se señaló la dificultad técnica de la medición por la topografía especialmente en la región andina, donde los satélites no pueden identificar las fugas de metano, por lo que se debe acudir a otras tecnologías que son costosas, como los drones y las cámaras infrarrojas.

Para el caso de Colombia, el presidente de la Asociación Colombiana de petróleo y Gas (ACP), Frank Pearl, dijo que desde 2019 cuando se creo una línea base, el sector de oil & gas ha reducido las emisiones de metano de 90.000 toneladas anuales a 75.000 toneladas, y la meta a 2030 es bajarlas a 44.000 toneladas.

Industria
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GEB hace urgente llamado para avanzar en los proyectos de transmisión

by Martín Rosas

El Grupo Energía Bogotá (GEB) conmemora 128 años de historia, reafirmando su compromiso con el desarrollo de Colombia y América Latina, a través de una estrategia centrada en la sostenibilidad y la transición energética.

En el aniversario 128 del GEB, su presidente Juan Ricardo Ortega recalcó la importancia de generar un entorno propicio para el desarrollo del sector, ya que esto se traduce en progreso para Colombia y los países donde la compañía hace presencia.

“Los retrasos en la implementación de proyectos de transmisión eléctrica persisten y esto pone en juego los grandes proyectos de infraestructura del país, así como los pequeños negocios que requieren de energía para subsistir. Pasó la temporada de sequías, que afectó los embalses, y llegaron las lluvias, pero el riesgo de no poder dar abasto en el futuro persiste, por lo que aquí lo que hay es un problema de fondo que merece la atención de todos y que requiere de cambios estructurales para garantizar el servicio de energía a largo plazo”.

Lo que en inició en 1896 con la creación de la empresa familiar Samper Brush & Cía., que en 1900 permitió el comienzo del servicio de alumbrado domiciliario en Bogotá, con el encendido de 6.000 bombillos tras la inauguración de la planta hidroeléctrica El Charquito, es hoy una multilatina líder en transición energética en el país y la región.

Y es que, con cerca de 13 décadas de historia, el GEB ha podido posicionarse como un grupo empresarial sólido y rentable. Con más de 2.500 trabajadores y presencia en Perú, Colombia, Brasil y Guatemala, la compañía se consolida como un Grupo empresarial líder en la transición energética, a través de las energías renovables, la transmisión y el gas natural, con aproximadamente 20.000 kilómetros de líneas de transmisión y 4.400 kilómetros de gasoductos.

“Durante 128 años el Grupo Energía Bogotá ha crecido a la par del sector eléctrico colombiano, uno de los más capaces y competentes en el mundo, un referente de primer nivel para América Latina. Eso nos ha permitido posicionarnos como líderes en transición energética en el país y la región”, dijo el presidente de la multilatina. 

Solidez financiera e internacionalización 

En términos financieros, el GEB ha logrado resultados excepcionales. Entre 2019 y 2023, la utilidad neta aumentó en aproximadamente un 40%, y el EBITDA consolidado creció un 66%, alcanzando $5,2 billones al cierre de 2023. Estos resultados reflejan la solidez y coherencia del plan estratégico de la compañía, que sigue generando valor para sus accionistas y mejorando la vida de las personas en los territorios donde opera.

En esa misma línea, durante los últimos cuatro años el Grupo logró, entre otros grandes resultados y negociaciones exitosas, aliarse con Interconexión Eléctrica (ISA) para implementar en Perú dos proyectos que llevarán energía a más de 9 millones de ciudadanos, promoviendo la descarbonización y la eficiencia energética; en Brasil, se consolidó como la quinta empresa más grande en transmisión de energía con la compra de cinco concesiones de transmisión eléctrica; en Guatemala, con Enel Colombia, cerró la compra del 100% de las acciones del activo de transmisión de energía eléctrica Transnova. 

Finalmente, en Colombia, adquirió Elecnorte, que presta servicios en La Guajira; cerró el proceso de consulta previa más grande de un proyecto de infraestructura energética en el país y avanza en la ejecución de Colectora, que incorporará las energías renovables no convencionales de siete parques eólicos de La Guajira al Sistema de Transmisión Nacional; selló una alianza con Enel que fortalece el mercado de energías renovables en la región, y creó Enlaza, filial que maneja la transmisión de energía eléctrica.

Vehicular
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Colombia: Transportadores independientes pueden comprar camiones a gas natural

by Martín Rosas

Por primera vez en Colombia una entidad financiera, Gastrak, dirigida a la gran mayoría de transportadores de carga del país, ofrece beneficios para comprar sus vehículos de carga a gas natural.

Juan Carlos Gualteros es una persona que se desempeñaba como profesional en una entidad de la Alcaldía Mayor de Bogotá que siempre estuvo interesado en ser transportador, pero dado su trabajo, era un sueño imposible. Sin embargo, encontró la oportunidad para incorporar un vehículo de carga a una de las empresas cerveceras más reconocidas del país, como transportador independiente.

Arintia Group, en alianza con Gastrack, le ofrecieron la posibilidad de adquirir un tracto camión cero kilómetros de marca FAW, que le permitió materializar su sueño de adquirir un tractocamión.

Hoy en día, Juan Carlos ha venido utilizando el vehículo que opera con gas natural, gracias a la unión de voluntades de las empresas que conforman la cadena del gas en el país.

Gracias al aporte de empresas como Ecopetrol, TGI, así como las distribuidoras de gas natural en el país Vanti, Promigas, Gases del Caribe, Gases de Occidente, Surtigas, Alcanos y Efigas, que unieron esfuerzos con otras empresas para crear Gastrack, Juan Carlos, pudo comprar un tractocamión con una cuota fija, tasa variable con UVR, a un plazo de 60 meses.

Gastrack, es una iniciativa que se creó para ayudar a transportadores independientes y de pequeñas y medianas empresas para acceder a crédito para la compra de camiones a gas natural, generando un gran impacto social y ambiental.

Con este proyecto se busca aportar a la necesidad de renovación de la flota de camiones que en Colombia superan en un amplio porcentaje vehículos de más de 20 años de uso, sustituyéndola por vehículos de tecnología a gas natural, que resultan más amigables con el medio ambiente y que serán operados por transportadores independientes y por empresas pequeñas y medianas.    

Es la primera vez que en Colombia que se crea una entidad financiera de este tipo, dirigida a la gran mayoría de transportadores de carga del país, que hoy tienen necesidades de financiación y bajo acceso a la banca tradicional, para renovar o ampliar sus flotas con vehículos nuevos a gas natural.

Gastrack está presente a nivel nacional financiando camiones nuevos con tecnología a gas de las marcas FAW, Sitrak, Scania, Fotón, DongFeng y Shacman inicialmente.

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