Categoría: Industria

El 4 de junio arranca un nuevo proceso para la asignación de áreas de exploración y desarrollo de hidrocarburos en Colombia, el cual la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ha bautizado como Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA).

30 de mayo de 2019.   Desde junio de este año comienza el nuevo mecanismo de asignación de áreas hidrocarburíferas en Colombia, luego de cinco años que no se adjudicaba un nuevo contrato de exploración y producción en el país andino, que lo llevó a una disminución drástica en las reservas de petróleo y gas.

Actualmente, Colombia cuenta con reservas por cerca de 2.000 millones de barriles de petróleo, que le alcanzan para seis años, y reservas de gas natural por 3,8 terapiés cúbicos, para una autosuficiencia de cerca de diez años.

Con el nuevo PPAA se ofrecen 20 bloques, tres con vocación de gas, dos de ellos ubicados en el off shore del Caribe colombiano y uno en el Valle Inferior del Magdalena.

Miguel Morelli, presidente de la ANH, dijo que en esta ronda el gobierno aspira a lograr inversiones del orden de los 1.500 millones de dólares y reactivar así la actividad exploratoria en el país.

El nuevo modelo del PPAA cambia radicalmente los anteriores procesos de rondas de asignación de áreas. “El nuevo proceso será permanente y dinámico y tendrá varios momentos donde las compañías petroleras podrán habilitarse para participar y también podrán postular por su cuenta áreas que quieran que se incorporen al mapa de tierras”, dijo Nicolás Mejía, vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas de la ANH.

El funcionario agregó que “nos dimos cuenta de que los procesos no pueden ser estáticos en el tiempo, que deben adaptarse a las condiciones cambiantes del mercado, y el PPAA es permanente y dinámico y atado a los cambios de la cotización del WTI.”

No obstante que la asignación de áreas se hace con la cotización del crudo de Texas, la referencia del crudo colombiano es el Brent. Tanto Morelli como Mejía coincidieron en que esto se debería modificar, pero que el nuevo gobierno se encontró con un reglamento de asignación ya establecido en el Acuerdo 2 de 2017.

El 4 de junio se abre, pues, la primera ventana de asignación, para la cual se habilitaron 22 compañías, que podrán presentar ofertas por una o varias de las 20 áreas o postular la incorporación de una nueva área. Morelli destacó el ingreso por la puja de tres nuevas compañías internacionales: Noble (Houston), que entra con Shell en costa fuera; Hunt Oil (Texas) y Captiva Oil. 

Proceso de asignación

El nuevo PPAA contempla abrir cuatro ventanas de asignación cada año. Y cada ventana tiene tres momentos. El primero de la primera ventana es el que se realiza el 4 de junio, con el depósito en sobre sellado de las ofertas por parte de las compañías; el segundo momento es la presentación de contraofertas, que se realizará el 26 de junio y donde las compañías podrán superar la mejor oferta; y el tercer momento es el 9 de julio, cuando el mejor oferente del primer momento tiene la opción de mejorar la contraoferta, si se hubiese presentado.

El 16 de julio se realizará la asignación de áreas y partir del día siguiente se comenzará a firmar los contratos.

Otra diferencia sustancial es que en las anteriores rondas la ANH fijaba el mínimo de actividades y de inversiones que debían desarrollar en cada fase las compañías, lo que limitaba el accionar de los inversionistas. El nuevo esquema plantea un mínimo de puntos, que la compañía puede distribuir entre las diferentes actividades exploratorias, atado, como ya se dijo, a la cotización del WTI.

Finalmente, cabe recordar que las últimas rondas tuvieron las siguientes cifras:

• Ronda Colombia 2010: 229 bloques ofertados, 68 contratos firmados (30%)
• Ronda Colombia 2012: 150 bloques ofertados, 50 contratos firmados (43%)
• Ronda Colombia 2014: 95 bloques ofertados, 26 contratos firmados (28%).

Hay que resaltar que en esas tres rondas el precio del WTI estaba en 90 dólares por barril en promedio; actualmente oscila entre 60 y 65 dólares por barril.

“Con el nuevo PPAA, el país está priorizando la exploración y producción, pues lo que les interesa a las entidades es la ejecución de las actividades exploratorias y que las compañías no sean castigadas con la fluctuación de precios”, concluyó Morelli.

El pacto resalta la importancia de desarrollar programas para avanzar en el cierre de brechas socioeconómicas en Colombia.

30 de mayo de 2019.   Terpel adhirió al Gran Pacto Nacional por la inclusión y la diversidad, una iniciativa de la Organización Internacional para las Migraciones (OIM) y apoyada por USAID, que busca reafirmar el compromiso de los sectores privado y público por incluir acciones en favor de las comunidades afro e indígenas de Colombia.

 “En Terpel somos aliados del país y trabajamos en la promoción de la equidad y la igualdad de oportunidades en beneficio de todos. Por esta razón valoramos la generación de iniciativas que promuevan una Colombia más justa y próspera, en donde se reconozca y valore la diferencia, tal como lo hace este pacto”, comentó Daniel Perea, vicepresidente de Asuntos Corporativos de Terpel

El documento resalta que el talento diverso es garantía de mayor innovación y eficiencia en la solución de los desafíos que enfrentan los sectores público y privado, diariamente, y por lo tanto genera rentabilidad, crecimiento y productividad.

La firma del pacto se dio en el en el marco del mes de la afrocolombianidad y la Feria de Inclusión y Diversidad (FID 2019) que tiene como propósito la presentación de los logros alcanzados por el país en estos temas.

Fuente: Terpel

• El sistema de almacenamiento de baterías de iones de litio de 7 MW/3,9 MWh se instalará en la central de generación térmica Termozipa, aumentando su capacidad y mejorando la confiabilidad de sistema eléctrico nacional.                                                      

24 de mayo de 2019.   Enel-Emgesa construirá el primer sistema de almacenamiento de energía de baterías de gran capacidad BESS (Battery Energy Storage System, por su sigla en inglés) de Colombia en la central térmica Termozipa de 225 MW. Este sistema tendrá una potencia de 7 MW/3,9 MWh y utilizará baterías de iones de litio.

«El proyecto de almacenamiento de energía en Termozipa hará uso de la experiencia global de Enel en este ámbito y no solo promoverá el uso de esta tecnología innovadora en el sector de servicios complementarios en el país, también contribuirá a garantizar la estabilidad de la red y la flexibilidad del sistema eléctrico colombiano. Así mismo, a través de esta iniciativa, Enel da un paso adelante para fortalecer su liderazgo en la implementación de soluciones energéticas avanzadas en el país», dijo Lucio Rubio, director general de Enel en Colombia.

El sistema de almacenamiento tendrá una inversión de aproximadamente seis millones de dólares y se espera que entre en funcionamiento a finales de 2019. El sistema BESS de Termozipa aportará a la central eléctrica la capacidad de reserva requerida por el sistema eléctrico colombiano, aumentando su capacidad efectiva neta en 7 MW.

BESS hace parte de un portafolio de proyectos que el Grupo Enel está desarrollando para posicionarse en el sector de los sistemas de almacenamiento de energía de baterías a escala industrial.

Actualmente, ya tiene un BESS autónomo de 25 MW/12,5 MWh en Tynemouth, en el Reino Unido, y un BESS de 20 MW/11,7 MWh en conjunto con la central térmica de Litoral en España. Adicionalmente, Enel está desarrollando un portafolio de proyectos BESS en los países donde tiene presencia y está construyendo dos proyectos BESS: uno de 14 MW/8 MWh en conjunto con la central térmica de Ventanilla en Perú y otro de 10 MW/11 MWh junto con la central térmica de Torrevaldaliga en Italia.

De no encontrar nuevos yacimientos, Colombia se verá abocada en la próxima década a importar gas y petróleo.

21 de mayo de 2019.   Un panorama desolador en materia de reservas de petróleo y gas presentó a comienzos de mayo el gobierno colombiano: el país solo cuenta con reservas de crudo para 6,2 años y de gas para 9,8 años.

De no encontrase nuevos yacimientos, el país se vería abocado no sola a importar hidrocarburos, sino que las finanzas públicas se verían seriamente afectadas. Y para resolver ese par de situaciones la industria ve en los yacimientos no convencionales (YNC) una ventana de oportunidad.

Según la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), solo con el desarrollo de cuatro proyectos piloto en las cuencas del Valle Medio del Magdalena y Cesar-Ranchería, la producción de petróleo se incrementaría en 450.000 barriles diarios, la mitad de lo que hoy produce el país, en tanto que las reservas de gas alcanzarían para 25 años.

“No podemos poner en riesgo la sostenibilidad fiscal y la estabilidad económica del país, y los hidrocarburos son un pilar fundamental del soporte fiscal. El tema es muy serio: si no lo hacemos con los no convencionales, no lo logramos”, dijo Francisco José Lloreda, presidente Ejecutivo de la ACP, en un foro organizado por el diario La República en Bogotá.

Lloreda señaló que solo con estos cuatro proyectos piloto se invertirían alrededor de 5.000 millones de dólares anuales, que equivalen al 2 por ciento de producto interno bruto de la Nación y un incremento del 40 por ciento en la Inversión Extranjera Directa.

“Los YNC le dejarían como legado al país recursos entre 10 y 15 por ciento de la inversión total de gobierno central por los próximos 25 años; alrededor de 4 billones de pesos anuales”, agregó el dirigente gremial.

Además, en las regiones involucradas se generarían 68.000 nuevos empleos, pues los YNC emplean entre el doble y el triple de personas que los yacimientos convencionales, y se generarían encadenamientos productivos en sectores como el alojamiento, la alimentación, el trasporte y el comercio, entre otros. Por su parte, la inversión social y ambiental sería del orden de 2.400 millones de dólares.

Hoy en día, el 30 por ciento del gas natural y el 9 por ciento del petróleo que se producen en el mundo provienen de los YNC. “Ahí tenemos una gran oportunidad y Colombia puede ser un gran jugador, no solo para la seguridad energética sino para la estabilidad fiscal del país”, concluyó Lloreda.

A Ecopetrol le fueron aprobados 9 proyecto y a Cenit 6, por un valor de $121 mil millones, que beneficiarán a una población de 421.762 personas.

16 de mayo de 2019.   Un total de 15 proyectos le fueron aprobados al Grupo Ecopetrol para ser financiados bajo la modalidad de “Obras Por Impuestos” por la Agencia para la Renovación del Territorio (ART), el Departamento Nacional de Planeación (DNP) y la Alta Consejería para el Posconflicto.

Los 15 nuevos proyectos, cuyos recursos corresponden a los impuestos generados en las actividades del año gravable 2018, beneficiarán a 28 municipios en los cuales tiene presencia el Ecopetrol y sus filiales, a través de sus operaciones o de su infraestructura de transporte.

Un grupo de 9 iniciativas, por valor de $84.859 millones, serán desarrollados por la petrolera estatal, mientras que otras 6, por valor de $36.296 millones, serán realizados por su filial Cenit, compañía especializada en transporte de hidrocarburos.

La inversión total del Grupo alcanzará los $121.155 millones. Ecopetrol es la empresa colombiana que por segundo año consecutivo realizará el mayor número de proyectos de impacto social. Este año se estima que se beneficiarán 421.762 colombianos. Las obras serán destinadas a fortalecer la infraestructura vial, al cierre de brechas en educación y al mejoramiento de la calidad de vida a través del acceso al servicio de agua y alcantarillado.

Los proyectos cubrirán los siguientes municipios de Colombia: Saravena, Arauquita, Arauca, Fortul, Tame, Cantagallo, La Gloria, Yondó, Barranca de Upia, Cubarral, El Castillo, El Dorado, Fuentedeoro, Granada, Lejanías, Mapiripan, Puerto Gaitán, Puerto Lleras, Puerto Rico, San Juan de Arama, San Martin, Vistahermosa, Baraya, Ipiales, Tibú, Aguachica, Mallama y Ricaurte.

Algunos de los criterios que se tuvieron en cuenta por parte del Gobierno Nacional para esta adjudicación fueron el cupo definido por el Consejo Superior de Política Fiscal (CONFIS) y los proyectos viabilizados en los municipios que cuentan con Planes de Desarrollo con Enfoque Territorial (PDET).

“El mecanismo de Obras Por Impuestos nos permite aportar al mejoramiento de la calidad de vida de miles de colombianos y contribuir a la prosperidad compartida en las regiones a través del cierre de brechas en educación y acceso a infraestructura”, dijo el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón.

Los nuevos proyectos se suman a los correspondientes a la vigencia del 2017, cuando a Ecopetrol le fueron aprobados obras por $94 mil millones y destinados a cerrar brechas en educación (dotación de 238 sedes educativas en el departamento de Nariño, beneficiando a 47.559 estudiantes y 1.214 docentes),que hoy presenta un avance del 35%, y obras de infraestructura vial en 5 municipios (La Gloria, Cesar; Arauquita, Arauca y Tame en Arauca; San Martín, Meta; El Paujil y Cartagena del Chairá, Caquetá; Puerto Caicedo, Putumayo) que beneficiarán a más de 400.000 colombianos y empezarán a ser entregadas a partir de noviembre de 2019.

Fuente: Ecopetrol

• En los próximos tres años, la empresa invertirá 2,8 billones de pesos, con lo que espera modernizar la red para adaptarse a los nuevos retos del sector: incremento de la densidad poblacional, la renovación urbana, la expansión industrial y los nuevos POT municipales.

16 de mayo de 2019.   En los próximos tres años, Enel-Codensa implementará un plan de inversión con adopción de tecnología de punta e innovación para aumentar su capacidad de distribución de energía en Bogotá y Cundinamarca, aportar a la confiabilidad y optimizar la calidad del servicio para sus clientes. Esta apuesta permitirá que la red aumente la capacidad de distribución de energía con una potencia equivalente al 17% de la demanda máxima diaria actual de todo el país, cercana a los 2.000 MVA (megavoltiamperios).

El plan contempla 19 proyectos de alta tensión con la construcción de subestaciones y nuevas líneas de transmisión a 115kV en Bogotá y Cundinamarca. Adicionalmente, se adelantarán 65 proyectos de modernización para fomentar el desarrollo, la competitividad y la calidad de vida en la capital y el departamento.

“Estamos buscando consolidar un plan robusto de modernización del sistema para adaptarlo a los nuevos retos del sector eléctrico como la transición energética, la transformación y resiliencia de la red, la participación del cliente que a futuro también podrá entregar energía y el cambio urbanístico”, dijo Lucio Rubio, director general de Enel en Colombia.

Con una inversión de 2.8 billones para ejecutar entre 2019 y 2021, se espera consolidar la modernización de la red de Enel-Codensa para adaptarse a los nuevos retos del sector eléctrico del país, como: el incremento de la densidad poblacional, la renovación urbana, la expansión industrial y los nuevos Planes de Ordenamiento Territorial.

Cabe destacar que, durante 2018 se ejecutaron más de $32.500 millones en el desarrollo de seis proyectos entre los que se destacan: las subestaciones Gran Sabana, Compartir, Portugal, San José, Terminal y Norte, las cuales generarán 300 megavatios.

Subestación Gran Sabana

La subestación Gran Sabana, ubicada en el municipio de Tocancipá, cuenta con una potencia instalada de 80 MVA (millones de voltiamperios), energía que equivale a lo que podría consumir un municipio como Zipaquirá. Pero, a futuro, su capacidad pueda incrementarse hasta los 200 MVA.

Esta subestación atenderá la creciente demanda de energía de los clientes industriales, comerciales y residenciales que se están asentando en los municipios de Tocancipá, Gachancipá, Sopó y Briceño. Fue diseñada y construida bajo altos estándares técnicos que incluyen herramientas de digitalización, automatización y telecontrol, lo que permite tener una mejor respuesta de la operación en el momento en que se presente alguna contingencia en circuitos de esta subestación o de subestaciones contiguas.

Durante la construcción de Gran Sabana participaron cerca de 130 personas y se invirtieron $23.200 millones y se dio estricto cumplimiento con el Plan de Manejo Ambiental y social aprobado.

Otros proyectos de modernización

En Bogotá, se apoyará la revitalización del centro ampliado, la descontaminación del río Bogotá, el crecimiento de la demanda residencial, comercial e industrial de la zona alrededor de la Avenida Boyacá con Calle 13, de los alrededores de la Avenida Calle 80, de las localidades de Suba y Usaquén, y de la nueva demanda de energía eléctrica de la zona norte de la ciudad (Guaymaral), así como los crecimientos en la zona sur.

En Cundinamarca, se asegurará el abastecimiento de la demanda futura en la zona Girardot – La Mesa, el crecimiento del noroccidente de Cundinamarca debido a la construcción de la Ruta del Sol, el traslado poblacional en el eje Mosquera-Funza-Cota, el crecimiento poblacional en Soacha y la nueva demanda en el suministro de energía eléctrica de los departamentos de Boyacá y Cundinamarca.

Fuente: Enel-Codensa

En el primer día de Concordia Americas Summit 2019 se firmaron importantes acuerdos multilaterales entre Estados Unidos y Colombia. Se destacan la adición de US$160 millones de USAID para la cooperación bilateral y el memorando de entendimiento para cooperación en asuntos energéticos.

 14 de mayo 2019.   En el marco de Concordia Americas Summit 2019, que se realizó en Bogotá el 13 y 14 de mayo, el secretario de Energía de Estados Unidos, Rick Perry, destacó el potencial energético con el que cuenta Colombia y las oportunidades que su aprovechamiento puede traer para la creación de nuevos empleos. 

El funcionario afirmó que el país podría “triplicar su producción si aplica las medidas correctas que permitan que la innovación y la tecnología aporten en la diversificación de la matriz energética del país”.

En el mismo sentido, destacó su experiencia como Gobernador de Texas, Estado en el que, gracias a los incentivos para el desarrollo de emprendimientos relacionados con el sector energético, la producción de energías limpias ahora es “superior a la de la Unión Europea”.

“Cuando en 2005 algunos expertos aseguraron que en Texas las fuentes de energía estaban agotadas, empezamos a encontrar alternativas para la exploración y explotación responsable de yacimientos no convencionales. También empezamos a producir energía eólica a bajo costo e iniciamos la transformación a gas de industrias ineficientes. Gracias a esto logramos bajar las emisiones de CO₂ en un 20% en la última década”, afirmó Perry.

Por su parte, la ministra de Minas y Energía de Colombia, María Fernanda Suárez, destacó los esfuerzos del Gobierno Nacional por diversificar la matriz energética del país a partir de diversas iniciativas, entre las que se encuentra la promoción de energías limpias. Suárez destacó que en el Plan Nacional de Desarrollo 2018 – 2022 aprobado por el Congreso de la República quedaron establecidos incentivos tributarios para este fin.

Otros anuncios en Concordia

 ·         El secretario Perry y la ministra Suárez, en presencia del presidente de la República, Iván Duque, y del canciller colombiano, Carlos Holmes Trujillo, firmaron un Memorando de Entendimiento con el fin de establecer un marco de cooperación en asuntos energéticos entre Colombia y Estados Unidos.

En el acuerdo se establecen actividades de cooperación como la prestación de asistencia técnica, el intercambio de conocimientos e información y el ofrecimiento de capacitación y servicios, que buscan impulsar, principalmente, la transformación energética. 

·         El Presidente Duque y el director general de la Agencia de Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID), Mark Green, oficializaron la enmienda al Acuerdo Bilateral entre los dos gobiernos, con la cual se adicionaron 169 millones de dólares a la cooperación para el desarrollo rural y social de Colombia.

Los nuevos recursos serán destinados a áreas como: el fortalecimiento de la presencia del Estado en 67 municipios cobijados por los Programas de Desarrollo con Enfoque Territorial, el desarrollo económico rural, la reconciliación, la inclusión, las víctimas, la conservación de la biodiversidad, así como el cierre de brechas en materia de acceso a agua potable o para permitir que familias de pequeños productores, que se encuentran geográficamente aisladas, se beneficien de la comercialización de sus productos.

·      Una coalición de múltiples partes interesadas en catalizar la inversión del sector privado de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) en Colombia se reunieron para lanzar Plataforma 17. Esta iniciativa busca el crecimiento económico del país a través del apoyo financiero mixto a proyectos de desarrollo sostenible que tengan un impacto real sobre las actuales problemáticas sociales y políticas de Colombia. Entre los actores pertenecientes a esta plataforma están el Fondo Mundial para la Naturaleza (WWF), El Fondo de Fidecomiso Multipartidista de Post-Conflicto de la ONU, la Organización Julio Mario Santo Domingo y Mutual Empathy, entre otros.

Las reservas probadas de petróleo aumentaron de 5,7 a 6,2 años, mientras que las de gas natural redujeron su vida media útil de 11,7 a 9,8 años, entre 2017 y 2018.

13 de mayo de 2019.   De acuerdo con el reporte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Colombia incrementó en 9,9% sus reservas probadas de crudo entre 2017 y 2018, al pasar de 1.782 a 1.958 millones de barriles (Mbls). En consecuencia, la vida media útil de las reservas del país aumentó en cinco meses, al pasar de 5,7 años a 6,2 años. 

Durante 2018, el país logró la incorporación de 492 millones de barriles (Mbls) a sus reservas probadas, de los cuales 450 corresponden a reevaluaciones fruto del desarrollo de proyectos de recobro mejorado, producción incremental y factores económicos, y 42 Mbls más, producto de nuevos descubrimientos.  

«Si bien en 2018 logramos una producción promedio de 865.000 barriles al día, este informe ratifica la importancia de seguir reactivando el sector de hidrocarburos y desarrollar nuevas fuentes que nos permitan asegurar nuestra autosuficiencia energética. Actualmente, por cada barril que se produce en el país, se incorporan 1,56 barriles de reservas probadas», aseguró la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez Londoño. 

De acuerdo con el informe, el departamento del Meta aporta un 45% de las reservas probadas del país, con 888,42 millones de barriles, seguido por Casanare con un 19% (380,89 Mbls), y Santander con un 13% (254,68 Mbls).

Rubiales, Castilla y Chichimene encabezan la lista de campos con mayores reservas probadas, con 228, 148 y 136 millones de barriles, respectivamente. 

Reservas de gas bajan de 11,7 a 9,8 años

En materia de gas, las reservas probadas del país cayeron en un 2,9%, al pasar de 3.896 en 2017 a 3.782 giga pies cúbicos (Gpc) en 2018. En consecuencia, la vida útil de las reservas probadas del país se redujo en 1,9 años, al pasar de 11,7 a 9,8 años en 2018. Esta tendencia se observa desde el año 2012.

Con corte al 31 de diciembre de 2018, el país logró incorporar 272 giga pies cúbicos a sus reservas probadas, principalmente por la reclasificación de recursos y descubrimientos que permitieron adicionar 34 Gpc. No obstante, el informe evidencia un incremento del 16% en la producción comercializada de gas, que pasó de 332 a 386 giga pies cúbicos en 2018.

«El gas natural es un combustible fundamental para la transformación energética. Sin embargo, por cada giga pie cúbico producido solo estamos incorporando 0,7 a nuestras reservas probadas. Las proyecciones muestran que si no encontramos nuevas fuentes en 2021-2023 podríamos necesitar gas importado para suplir la demanda de gas domiciliario en algunas zonas del país, a un precio de más del doble del costo interno», agregó la ministra.

Actualmente, 9,5 millones de familias, establecimientos comerciales e industriales utilizan gas natural, además de 230 mil vehículos livianos y 1.000 vehículos de transporte público, camiones, volquetas y recolectores de basura que se movilizan con esta fuente de energía.

Con un 58%, Casanare encabeza la lista de los departamentos con mayores reservas probadas de gas (2.216,13 Gpc), seguido por La Guajira con un 15% 583,85 Gpc, y Sucre con un 8% (305,72 Gpc).

Cusiana, Cupiagua y Pautó son los campos que registran los volúmenes más altos, con 758, 706 y 575 giga pies cúbicos, respectivamente. 

El informe sobre recursos y reservas de hidrocarburos en el país fue elaborado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, y contó con la participación de 60 compañías, que reportaron la información correspondiente a 449 campos en el país, y fue auditado por 13 firmas externas.  

Reactivación del sector

En aras de encontrar nuevas fuentes de reservas, el Gobierno Nacional trabaja en la reactivación exploratoria en las áreas continentales, el desarrollo de la exploración y producción costa afuera, el incentivo para aumentar el factor de recobro de los campos existentes y el análisis relacionado con los proyectos piloto de investigación integral de los yacimientos no convencionales. 

Desde agosto de 2018, se han firmado cinco contratos para la exploración costa afuera, lo cual constituye un logro importante teniendo en cuenta que desde hace aproximadamente cinco años no se firmaban este tipo de contratos en Colombia. 

Adicionalmente, como parte del plan para la reactivación del sector de hidrocarburos, también se adelanta el Proceso Permanente de Asignación de Áreas, liderado por la ANH. De esta manera, las empresas nacionales e internacionales pueden solicitar áreas de manera continua, para desarrollar actividades de exploración y producción en yacimientos convencionales. Para la primera ronda, la Agencia Nacional de Hidrocarburos propuso 20 bloques y se espera que las primeras asignaciones se concreten finalizando el primer semestre de 2019.

Fuente: Minenergía

• El memorando está guiado por el deseo de promover el desarrollo responsable de los recursos naturales, fomentar la inversión y el desarrollo económico en los sectores energéticos de los dos países, así como salvaguardar a sus ciudadanos y su medio ambiente.

13 de mayo de 2019.   En presencia del Presidente de la República, Iván Duque, y del canciller colombiano, Carlos Holmes Trujillo; la Ministra de Minas y Energía de Colombia, María Fernanda Suárez, y el secretario de Energía de los Estados Unidos, Rick Perry, firmaron este lunes un Memorando de Entendimiento con el fin de establecer un marco de cooperación en asuntos energéticos entre ambos países.

En el acuerdo, firmado en el marco del Concordia Americas Summit 2019, se establecen actividades de cooperación como la prestación de asistencia técnica, el intercambio de conocimientos e información y el ofrecimiento de capacitación y servicios, que buscan impulsar, principalmente, la transformación energética. En el memorando se consignan las siguientes áreas de cooperación:

 – Análisis de funcionamiento del mercado eléctrico e iniciativas de modernización.

 – Iniciativas de eficiencia energética, tales como aplicaciones industriales y respuesta a la demanda.

 – Electricidad en zonas no interconectadas e iniciativas para el mejoramiento de la cobertura y calidad eléctrica.

 – Fortalecimiento de la resiliencia y confiabilidad de los canales de abastecimiento y el sistema de distribución eléctrica ante contingencias.

 – Integración y uso de fuentes de energía distribuida y planeación de fuentes integradas conexas.

 – Desarrollo de redes «renovables plus», incluyendo la generación de energía renovable, el almacenamiento energético y la generación de energía térmica.

 – Iniciativas de digitalización y descentralización del sector eléctrico.

 – Asistencia en subastas de energía, incluidos los requisitos de precalificación.

 – Cooperación en tecnologías emergentes que se aplican al mercado energético, como la inteligencia artificial, internet de las cosas, los macrodatos y la cadena de bloques, entre otros.

 – Cooperación en ciberseguridad, incluidas las asociaciones público-privadas sobre mejores prácticas.

 – Recobro mejorado de hidrocarburos (EOR, por sus siglas en inglés), incluidas las mejores prácticas.

 – Yacimientos no convencionales de hidrocarburos, incluido el fomento de las mejores prácticas para su desarrollo.

 – Desarrollo de los yacimientos de hidrocarburos en alta mar, como el despliegue de tecnología.

 – Desarrollo del mercado de transporte eléctrico, incluidos los requisitos técnicos de las instalaciones de carga de los vehículos y los modelos de operación comercial.

Asimismo, se destaca la importancia que los Estados Unidos y Colombia conceden a los principios de seguridad energética y crecimiento económico, así como al acceso a un suministro de energía eficiente, confiable y sostenible.

Fuente: Minenergía

• Limitar las emisiones de óxidos de azufre (SOx) de los buques mejorará la calidad del aire y protegerá el medio ambiente.

11 de mayo de 2019.  Desde el 1 de enero de 2020, el límite de contenido de azufre en el combustible usado en los buques que operen fuera de las zonas de control de emisiones designadas será de 0.50 % masa/masa.

De esta forma, se reducirá significativamente la cantidad de óxidos de azufre que emanan de los buques, lo que debería tener grandes beneficios tanto para la salud como para el medio ambiente mundiales, especialmente, para las poblaciones que viven cerca de los puertos y las costas.

Así lo señalan las reglas de la Organización Marítima Internacional (OMI) para reducir las emisiones de óxidos de azufre, que entraron en vigor en 2005 en virtud del Anexo V del Convenio Internacional para prevenir la contaminación por los buques, más conocido como el Convenio MARPOL. Desde entonces, los límites de los SOx han sido progresivamente endurecidos.

Para los buques que operan más allá de las zonas de control de emisiones designadas, el límite actual de contenido de azufre de los buques es de 3.50% masa/masa. El nuevo límite será de 0.50% masa/masa, que entrará en vigor el primero de enero de 2020.

Actualmente, ya existe un límite más estricto de 0.10% masa/masa en las zonas de control de emisiones, designadas por la OMI. Las zonas de control de emisiones son: el mar Báltico, el mar del Norte, la zona de Norteamérica (que abarca zonas costeras designadas en Estados Unidos y Canadá) y las zonas del mar Caribe de los Estados Unidos (alrededor de Puerto Rico y de las Islas Vírgenes de los Estados Unidos).

El principal tipo de hidrocarburo usado como combustible en los buques es el fueloil pesado, derivado del residuo de la destilación del petróleo crudo. Este contiene azufre que, tras la combustión en el motor, es liberado a la atmósfera junto con el resto de emisiones del buque.

Los óxidos de azufre son perjudiciales para la salud humana, causando síntomas respiratorios y enfermedades pulmonares. En la atmósfera, los SOx producen lluvia ácida, que puede a su vez provocar daños en los cultivos, bosques y especies acuáticas, y contribuye además a la acidificación de los océanos.

Los buques han sido siempre la forma más sostenible de transportar bienes y mercancías. Y están siendo cada vez más eficientes desde el punto de vista energético. Las reglas de la OMI sobre eficiencia energética respaldan la demanda de un transporte marítimo más limpio y ecológico. Un buque que es más eficiente energéticamente utiliza menos combustible y por lo tanto produce menos emisiones contaminantes.

Por eso, y ante la decisión de algunos puertos, especialmente europeos, de que a partir de 2020 no permitirán el ingreso de buques movidos por fueloil, muchos han migrado hacia el gas natural licuado (GNL), que reduce ostensiblemente los materiales contaminantes, pese a que varios estudios han demostrado que el transporte marítimo es, con mucha diferencia, el medio de transporte más eficiente energéticamente, comparado con otros medios como la aviación, el transporte por carretera e incluso por tren.

Otros han optado por un fueloil más limpio, proporcionado por la refinerías, con un contenido de azufre igual o inferior a 0,50 % masa/masa y con un contenido de azufre igual o inferior a 0,10 % masa/masa.

Los buques son las máquinas de mayor tamaño del planeta. Los motores diésel más grandes del mundo se encuentran en los buques de carga. Estos motores pueden ser tan altos como un edificio de cuatro plantas y tan anchos como tres autobuses.

Los motores diésel más grandes tienen más de 100.000 caballos de potencia (en comparación, un automóvil de tamaño medio puede tener 100 caballos). Sin embargo, los buques de contenedores más grandes pueden transportar más de 300.000 toneladas de mercancías, lo mismo que los mayores graneleros del mundo.

De ahora en adelante, los buques deberán reducir los contaminantes del aire, siendo más eficientes desde el punto de vista energético, de forma que quemen menos fueloil y por lo tanto produzcan menos emisiones.

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