Categoría: Industria

En septiembre de 2023 se reportaron, en el territorio nacional, 117 taladros activos (37 de perforacióny 80 de reacondicionamiento), evidenciando una disminución del 25% respecto al mismo mes en el 2022 (39 equipos menos) y una de 3,3% respecto a agosto del presente año (cuatro equipos menos). El impacto de la caída de actividad de taladros ha llevado a una reducción anual de mano de obra superior a los 20 mil empleos, entre directos e indirectos, desde septiembre de 2022.

Según el más reciente Informe de Taladros y Producción elaborado por Campetrol, para septiembre la actividad de taladros presentó una reducción anual del 25%, al registrar 117 equipos activos. Lo anterior, representa una disminución de 39 equipos frente a septiembre de 2022, mes en el que se reportaron 156 equipos activos en el territorio nacional.

En el mismo mes, los taladros de perforación registraron 37 equipos activos, una disminución del 5,1% (dos equipos menos) respecto a agosto de 2023, y una del 38,3% (23 equipos menos) comparado con septiembre de 2022. El número de taladros activos de reacondicionamiento fue de 80, evidenciando una caída del 2,4% (dos equipos menos) respecto a agosto de 2023, y una del 16,7% frente a septiembre del 2022 (16 equipos menos). 

La disminución de taladros desde septiembre de 2022 ha representado una pérdida cercana a los 20.150 empleos, entre directos e indirectos. En términos de taladros de perforación, la reducción de mano de obra ha sido equivalente a 14.950 empleos: 2.300 directos y 12.650 indirectos; mientras que, para los taladros de reacondicionamiento, esta ha sido igual a 5.200 empleos: 800 directos y 4.400 indirectos.

Durante el presente año, además, la actividad de taladros ha ido en contraposición al comportamiento del precio de referencia Brent, pues, mientras que los equipos activos han caído en la proporción expuesta anteriormente, los precios del petróleo alcanzaron un promedio de $92,6 dólares por barril en septiembre, cifra que es incluso superior en un 3,2%, ($2,8 dólares por barril), frente a septiembre de 2022.

Asimismo, de acuerdo con el informe presentado por Campetrol, la producción de petróleo en el país se ubicó en 782 mil barriles por día (KBOPD) durante agosto del presente año (último dato disponible ANH), un 4,3% superior al promedio registrado en agosto del 2022, un 0,01% inferior a lo registrado en julio de 2023, y un 0,3% menor (2,7 KBOPD menos) respecto al último pico de producción alcanzado en diciembre de 2022.   

Es importante mencionar que, de enero a julio del año en curso, en el país se han perforado 34 pozos de exploración, lo que representa una disminución del 22,7% en comparación con el mismo período en 2022. Además, se han perforado 356 pozos de desarrollo, mostrando una disminución del 5,6% en comparación con el mismo período del año anterior. También en 2023 se ha registrado un total de 973 kilómetros 2D equivalentes de sísmica, una reducción del 37,1% respecto al mismo período de 2022.

Por último, de acuerdo con el DANE, en agosto de 2023 (últimos datos preliminares disponibles), el país exportó en crudo y derivados un valor de $1.440 millones de dólares FOB, lo cual representó una caída del 5% respecto a agosto del 2022 ($75 millones de dólares FOB menos) y un aumento del 3,1% respecto a julio de este año ($43 millones de dólares FOB más). En agregado, durante agosto de 2023, se exportaron 14,4 millones de barriles, 1,3 millones de barriles menos que en agosto de 2022 y un millón menos que en julio del 2023.

«Desde Campetrol nos preocupa la reducción considerable del número de equipos activos de perforación y reacondicionamiento de pozos y su impacto en la producción futura y en los ingresos de la nación; la reducción de empleo de calidad en las regiones; los bloqueos de vías y el incremento de las protestas que encarecen la canasta familiar y debilitan los ingresos de los proveedores locales y encadenamientos productivos en las comunidades de influencia. Hacemos un llamado al trabajo conjunto entre Gobierno, Industria y Territorio con miras a la construcción de soluciones sostenibles e integrales”, afirmó Nelson A. Castañeda B., presidente ejecutivo de la Cámara.

La pérdida de capacidad de las generadoras a las que se les asignó el cargo por confiabilidad en la subasta de 2019 es un asunto crítico que pone al país en una situación de vulnerabilidad energética. La principal preocupación del sector radica en la necesidad de atraer nuevas plantas a través de la subasta de la CREG, dado que el sistema requiere una mayor capacidad de generación para el 2024.

El cargo por confiabilidad es un mecanismo regulatorio diseñado para asegurar que el país nunca se quede sin energía eléctrica. Su función principal es proporcionar ingresos a los generadores de de diversas fuentes, incluyendo renovables, térmicas e hidroeléctricas con el fin de garantizar que estén disponibles cuando el país los requiera y así lograr que incluso en periodos de escasez, el país nunca se quede sin energía.

Klik Energy, el primer marketplace de respuesta a la demanda de energía eléctrica en Colombia, explica cómo se encuentra el cargo por confiabilidad para el 2024 y qué implicaciones tiene el aplazamiento de la subasta para la entrada de nuevos proyectos.

Con relación al estado actual del cargo por confiabilidad, Esteban Quintana, CEO de Klik Energy y experto en el desarrollo de mecanismos de respuesta de la demanda de energía bajo contextos regulatorios adversos, afirma que se observa un panorama generalmente positivo en términos de su uso y funcionamiento.

“Las empresas a las que se les asignó el cargo están recibiendo y utilizando sus asignaciones de manera efectiva para mantenerse disponibles en el suministro de energía. Actualmente alrededor del 60% de la generación proviene de fuentes hidroeléctricas, mientras que el 40% proviene de generación térmica, lo que indica que las plantas están cumpliendo con su función de respaldo, especialmente en el contexto del fenómeno de El Niño que se está viviendo”, dice Quintana.

Por otro lado, a pesar de que algunos usuarios han experimentado un aumento en el precio de la energía, no se ha registrado una falta de suministro eléctrico, lo que sugiere que el cargo por confiabilidad está cumpliendo su objetivo principal.

Sin embargo, la principal preocupación radica en la necesidad de atraer nuevas plantas a través de la subasta de la CREG, dado que el sistema requiere una mayor capacidad de generación para 2024. 

Sobre el tema, Natalia Gutiérrez, presidente de Acolgen, ha resaltado que del total de plantas nuevas asignadas en la subasta de cargo por confiabilidad en 2019, un 53% ha perdido su capacidad operativa. 

“Esta pérdida de capacidad, es un asunto crítico que requiere de atención inmediata, ya que esto pone al país en una situación de extrema vulnerabilidad, con menos del 5% de margen en caso de una mayor intensidad del fenómeno de El Niño, lo que podría dejar al país dependiendo casi exclusivamente de la generación hidroeléctrica”, asegura Quintana.

Para abordar esta situación, se necesita entender las causas detrás de la pérdida de esta capacidad y enfocarse principalmente en los desafíos relacionados con los permisos ambientales y sociales para que las generadoras puedan operar, sin comprometer la integridad de estos procesos. Es decir, es crucial brindar un mayor apoyo por parte del Gobierno a los agentes generadores para agilizar los trámites y darles prioridad, sin flexibilizar los requisitos para ingresar al programa.

Además, en lugar de postergar la subasta, lo ideal sería adelantarla para atraer proyectos de generación que puedan entrar en operación rápidamente y brindar la seguridad energética que el país necesita. Esta medida se vuelve aún más crucial considerando que recientemente el precio de bolsa ha superado el precio de escasez de activación. A mediados de octubre los precios se elevaron a niveles cercanos a 1.500 $/KWh, cifras que no se habían registrado desde el último fenómeno de El Niño en 2015-2016.

En lo que respecta a las implicaciones de quedarse sin este respaldo, considerando que el sistema energético nacional está operando al máximo de su capacidad y el sector enfrenta una fuerte presión, en caso de que El Niño que estamos viviendo tenga una larga duración y una alta intensidad, según Quintana, existe el riesgo de una grave escasez de energía, lo que tendría impactos negativos tanto en la economía como en los consumidores.

“En primer lugar, podría aumentar el riesgo de racionamiento de energía y la posibilidad de quedarse sin suministro eléctrico debido a la falta de nuevas plantas generadoras. Además, podría influir en los precios a largo plazo al retrasar la entrada de proyectos renovables, lo que afectaría a los usuarios. También existe el riesgo de que inversionistas extranjeros se retiren debido a la incertidumbre, como ya lo hizo la empresa francesa EDF Renewables en un proyecto solar de grandes dimensiones en Girardot, lo que impactaría negativamente la financiación de proyectos” dijo Quintana.

La oficina de Ecopetrol US Trading está ubicada en Houston, Texas. El objetivo es conseguir nuevos clientes para sus productos en el mercado norteamericano.

El Grupo Ecopetrol puso en operación su segunda comercializadora en el exterior, esta vez en los Estados Unidos, con el objetivo de conseguir nuevos clientes y fortalecer su estrategia comercial en el mercado norteamericano.

Ecopetrol US Trading (EUST), como se denomina la nueva comercializadora, se encuentra localizada en Houston, Texas, ciudad reconocida como una de las capitales energéticas del mundo. Desde allí atenderá sus operaciones comerciales en Estados Unidos.

La estrategia de comercialización y operación de Ecopetrol US Trading busca acercarse y fortalecer la relación con los clientes, a través de un equipo de soporte local que facilitará la comunicación fluida con los clientes y proveedores.

Así mismo, tendrá la posibilidad de acceder a información de primera mano, enfocada en el monitoreo local y en tiempo real de las tendencias del mercado, los cambios regulatorios y los desarrollos de la industria en los Estados Unidos.

“El inicio de operaciones de Ecopetrol US Trading marca un hito importante para nuestra compañía, porque nos permitirá mejorar el conocimiento y seguir creciendo en un mercado tan importante como el norteamericano”, señaló Pedro Manrique, vicepresidente Comercial y de Mercadeo de Ecopetrol.

Ecopetrol US Trading es la segunda filial comercializadora del Grupo Ecopetrol, luego de que en abril del 2022 Ecopetrol Trading Asia entrara en operación en Singapur. con el fin de expandir operaciones de comercialización de crudos y productos refinados en ese continente.

Frente al actual fenómeno de El Niño y en un ambiente donde las obras de expansión están retrasadas y otras canceladas, nueve exministros de Minas y Energía y ACIEM le expresaron al Gobierno su preocupación por una eventual crisis energética.

La situación de emergencia también fue puesta de manifiesta por XM, el operador del mercado eléctrico colombiano, en su reciente análisis de riesgo financiero del mercado de energía, pues 17 comercializadores que atienden casi el 40% de la demanda comercial del país se encuentran en serias dificultades financieras por deudas cercanas a los cinco billones de pesos, que podrían contagiar a 19 agentes adicionales y generar deudas en la bolsa de energía por $827 mil millones.

“Una crisis de esta naturaleza, que amenaza la viabilidad del sistema eléctrico actual, tiene su origen en las enormes dificultades para que los nuevos proyectos de generación y transmisión entren en operación a tiempo y permitan reducir los niveles de exposición de la demanda y asegurar la confiabilidad en el suministro; así como en medidas que han afectado de manera grave la liquidez de las empresas como la imposición reciente de barreras para recuperar los más de $5 billones del diferimiento de la tarifa (Opción Tarifaria) que se dio como alivio en momentos de la pandemia”, mencionan los exministros en carta envida el pasado 7 de octubre al presidente Petro.

A esa situación hay que sumarle las presiones al alza de los precios de la energía que ya se observan por el fenómeno de El Niño, la incertidumbre sobre el suministro de gas para atender la demanda de corto y mediano plazo, y la precariedad institucional, especialmente de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), donde no se han nombrado comisionados en propiedad y al director se le venció el término de su mandato.

Desde hace meses, empresas, gremios, exfuncionarios y analistas vienen alertando al gobierno sobre la inminencia de una crisis energética y vienen proponiendo soluciones para conjurarla. “Infortunadamente estas advertencias se han desatendido y se ha permitido el deterioro hasta el punto de alcanzar los niveles de amenaza sistémica que enfrentamos hoy. ¿Está preparado el gobierno —en cabeza de la Superintendencia de Servicios Públicos y del Ministerio de Hacienda— para asumir la intervención de un número significativo de empresas sin afectar la calidad del servicio y sin que se ocasionen los elevados costos fiscales que traen intervenciones de este tipo?, se preguntan los exfuncionarios.

La implosión del sistema eléctrico por lo que se ha denominado el “apagón financiero” de algunos agentes es evitable, según los firmantes de la misiva, “pero lograrlo se requiere reconocer que la ventana de oportunidad para actuar se está cerrando y que el único camino que queda hoy es el de la financiación por parte del gobierno —como la que se ha prometido a través de Findeter y no se ha materializado— de la totalidad de los saldos de la opción tarifaria vigentes.”

Otras medidas que sugieren son la definición de incentivos de precios para buscar las eficiencias en el consumo vía programas de respuesta a la demanda, incentivos reales y de precios para vincular a la demanda en la entrega de excedentes de energía de autogeneración y, en esta coyuntura, mantener y asegurar la provisión de combustibles para la generación térmica. Y por supuesto, el nombramiento en propiedad de Comisionados en la CREG con la debida solidez técnica.

ACIEM propone plan de choque

Por su parte, la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), órgano consultivo del Gobierno en materia energética, también manifestó sus preocupaciones

“Ante el fenómeno de El Niño que podría extenderse hasta abril de 2024 y con el riesgo en el descenso del nivel de los embalses que hoy están en 73%, hemos propuesto un plan de choque para evitar el riesgo de racionamientos de energía en el país. Consideramos que el Gobierno debe liderar las consultas previas con las comunidades; agilizar la entrada de proyectos atrasados; garantizar condiciones financieras a las generadoras y comercializadoras y realizar rápidamente la nueva subasta de energía”, declaró Daniel Enrique Medina, presidente de la Asociación.

En opinión del presidente de ACIEM, el suministro de energía eléctrica podría entrar en riesgo, puesto que, al disminuir el recurso hidráulico, se podría presentar limitaciones en el balance de oferta y demanda y un aumento de precios excesivos con impacto en los usuarios.

“Parte de esta situación se ha reflejado en el aumento del precio del kilovatio- hora en la bolsa de energía, que pasó de $300 en enero de 2023, a estar por encima de los $1.060 en las últimas semanas”: manifestó Medina.

ACIEM agregó que el sector eléctrico ha afrontado acontecimientos institucionales, económicos y sociales que han generado incertidumbre sobre la confiabilidad del sistema y por consiguiente riesgo en el suministro adecuado del servicio de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo.

Medina señaló que: “Frente al aumento de los precios de la energía, debemos garantizar la competitividad de la industria y brindarle las condiciones para incentivarla de forma que sea un verdadero apoyo a la reindustrializacion que ha propuesto el Gobierno Nacional”.

Promover exploración de gas natural

Frente al riesgo de déficit de abastecimiento de gas natural, ACIEM resaltó que se debe aumentar la producción sobre los campos existentes y promover nuevos contratos de exploración y explotación, lo cual daría tranquilidad al sector, a la industria y ampliaría el nivel de reservas más allá de 2030.

Adicionalmente, propuso ampliar la capacidad de la Planta de Regasificación del Caribe, la cual podría pasar de 400 MPCD a cerca de 450 MPCD a comienzos de 2024 y a 530 MPCD a finales de 2026. “Esta sería una opción económica y rápida para cubrir el déficit de gas previsto en el corto plazo y así dar confiabilidad, firmeza y flexibilidad al sistema energético del país”, dijo Medina.

ACIEM llamó la atención que, en el corto plazo, el mayor riesgo es la indisponibilidad de producción de gas, lo que podría afectar seriamente a la demanda térmica por prioridad de despacho, ante eventos de desabastecimiento, afectando directamente la confiabilidad del sistema y por supuesto a los usuarios residenciales, industriales y comerciales.

De otra parte, tras declararse desierta la licitación de la Planta de Regasificación del Pacífico, ACIEM propone independizar este proyecto del gasoducto Buenaventura-Yumbo. “Creemos que esta planta de regasificación se podría ubicar en la Costa Atlántica, con el fin de aprovechar la infraestructura de transporte existente para suministrar gas importado al interior del país. Una vez el gasoducto Buenaventura-Yumbo esté disponible, la planta regasificadora se podría trasladar a Buenaventura para cumplir su objetivo inicial”: concluyó el presidente de ACIEM.

GeoPark, compañía latinoamericana de exploración y producción de petróleo y gas, y Hocol, empresa del Grupo Ecopetrol, confirmaron un nuevo éxito exploratorio en el pozo Toritos 1 del bloque Llanos 123. Este bloque en el que cada socio tiene participación del 50%, es operado por GeoPark y está ubicado en el departamento del Meta.

El pozo Toritos 1, perforado en zona rural del municipio de Cabuyaro, alcanzó profundidad total en septiembre y se evidenció la presencia de hidrocarburos en las formaciones Barco (Guadalupe) y Gachetá.

Actualmente se adelantan pruebas de producción y el pozo está produciendo aproximadamente 1.400 barriles de petróleo por día de 14 grados API de la formación Barco (Guadalupe), con un corte de agua de 1%.

Este es el segundo éxito exploratorio en el bloque 123. El primero fue anunciado el pasado agosto en el pozo Saltador 1, el cual produce aproximadamente 765 barriles de petróleo por día de 16 grados API de la formación Barco (Guadalupe) con un corte de agua de 3%. En total, este bloque tiene una producción superior a los 2.100 barriles de petróleo por día netos.

Teniendo en cuenta estos resultados, GeoPark y Hocol analizan (sujeto a aprobaciones) el nuevo pozo exploratorio Bisbita Centro 1, apuntándole a un prospecto exploratorio localizado al sur del pozo Saltador 1, el cual se perforaría en el cuarto trimestre del 2023.

Estos éxitos reafirman el compromiso de GeoPark y Hocol con la estrategia de crecimiento en los cinco bloques exploratorios en la cuenca Llanos que les fueron adjudicados de manera conjunta por la Agencia Nacional de Hidrocarburos en el Proceso Permanente de Asignación de Áreas de 2019.

Del 24 al 26 de octubre de 2023 se llevará a cabo en el Centro de Convenciones de Cartagena de Indias el evento más importante del sector hidrocarburos en Colombia.

Uno de los principales retos que tienen los países es gestionar el trilema energético, es decir asegurar el suministro de los energéticos de manera competitiva, el acceso a la energía y la sostenibilidad ambiental. Contexto en el que Colombia, al igual que otras naciones, reconoce la necesidad de diversificar sus fuentes de energía, avanzar hacia la descarbonización y la sostenibilidad, para mitigar el cambio climático y asegurar el futuro energético de los colombianos.

Es por ello que, la gestión del trilema energético en Colombia será el tema central de la IV Cumbre del Petróleo, Gas y Energía, organizada por la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP), y la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol).

El evento se realizará del 24 al 26 de octubre en el Centro de Convenciones de Cartagena de Indias, donde congregará a líderes del sector, expertos nacionales e internacionales, funcionarios del Gobierno nacional, líderes regionales, académicos y líderes de opinión, entre muchos otros actores que analizarán los retos energéticos que enfrenta Colombia, y la importancia de los hidrocarburos en el proceso de transición energética.

Durante tres días el sector hidrocarburos le planteará al país la importancia de trabajar en una estrategia energética sostenible, a partir de diálogos participativos en torno a temas como la energía y desarrollo territorial, los retos de la transición energética justa, los combustibles líquidos y la seguridad energética, el camino hacia la carbono neutralidad, la transición del parque automotor, y la participación ciudadana en proyectos del sector. Además de los avances, tecnologías e innovación en cada uno de los segmentos de la cadena de valor del sector.

La VI Cumbre de Petróleo, Gas y Energía tendrá entre otros invitados a: Omar Andrés Camacho, ministro de Minas y Energía; Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol; Gastón Siroit de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE); Fred Ghatala, director Carbon & Sustainability at Advanced Biofuels Canada; Luis Osegueda, gerente de Aviación Chevron; Fernanda Hopenhaym, integrante del Grupo  de Trabajo de Empresas y DD.HH. de la ONU; y Brigitte Baptiste; rectora de la EAN, entre otros líderes nacionales e internacionales.

En el marco de la 40 Conferencia Energética Colombiana (Enercol), organizada por ACIEM, la presidente de la ANH anunció acuerdos con la industria para aumentar producción.

“Hoy hemos anunciado al país las medidas del Acuerdo que permitirá la búsqueda de nuevas reservas de hidrocarburos las cuales se relacionan con extensión de plazos para las fases de periodo de exploración; reducción de garantías por actividad exploratoria adicional; reconversión de contratos de yacimientos no convencionales (YNC), y la destinación de hasta un 50% de inversión remanente para apoyar o ejecutar la generación de energía a través de Fuentes No Convencionales de Energía”, declaró Clara Liliana Guatame, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

La presidenta de la ANH indicó que el Acuerdo que fue aprobado establece los criterios que incentivarán la exploración a través de la adopción de medidas que los potencializarán, a la vez que impulsará la política de la Transición Energética Justa (TEJ).

“La adopción de estos criterios será clave para incentivar la actividad exploratoria generando inversión directa en proyectos que eventualmente pueden incrementar las reservas de hidrocarburos del país en el corto, mediano y largo plazo; generar un incremento en la inversión social directa en los territorios a través de los Planes en Beneficio de las Comunidades; e impulsar el uso de energéticos alternativos”, manifestó Guatame.

La presidente de la ANH destacó que la transición es gradual y que el país necesita no sólo los recursos económicos obtenidos en la cadena de valor del gas y del petróleo, sino que también los recursos para satisfacer la demanda nacional en el periodo definido para el cambio de la matriz energética.

En ese sentido, la funcionaria expuso algunos de los planes que tiene la Agencia para incorporar reservas, al respecto mencionó medidas adicionales al Acuerdo que se logró de la mano con la industria.

Por un lado, la creación e impulso de una nueva estrategia territorial con el objetivo de fomentar y repotenciar el diálogo entre la industria, las comunidades y las autoridades ambientales, además de asegurar inversiones sociales en los territorios; y por otro, la generación, desde la institucionalidad, de las condiciones jurídicas, técnicas y de acompañamiento permanente a los proyectos costa afuera que se encuentran en periodo de exploración y etapa de evaluación.

“Este Gobierno, a través de la ANH, está comprometido para que los contratos vigentes mantengan la actividad exploratoria en el país, tenemos un amplio margen de oportunidad para mejorar y ampliar nuestros indicadores con tecnología y conocimiento, preparar la industria y la Agencia para los próximos 20 años de trabajo”, concluyó Guatame.

El 72% de la conversación en Colombia se enfoca en la participación de grupos armados y organizaciones criminales en la minería ilegal, lo que ha generado una creciente preocupación por la seguridad en zonas aledañas. Cambiar la narrativa, humanizar el discurso o salir del cliché de la sostenibilidad son algunas de las claves para que la industria extractiva latinoamericana proyecte su valor.

La sociedad latinoamericana ha pasado de ver la minería como un sinónimo de prosperidad a cuestionar su impacto medioambiental. El 50% de las menciones en redes sociales hacen referencia a su ilegalidad.

Es la principal conclusión del informe “Una segunda oportunidad para la minería en LATAM: claves para reivindicar su historia”, elaborado por el equipo de Deep Learning de LLYC en el que se analizaron más de 1,4 millones de mensajes en el ámbito digital en diez países de la región para conocer la percepción sobre el sector minero. Para la realización de este estudio se utilizaron técnicas de Big Data y de IA.

El informe realizado por LLYC llega a las siguientes conclusiones:

1. La minería ilegal lidera la conversación social: El 50% de las menciones sobre el sector se refieren a la minería ilegal, lo que refleja su profunda penetración en la conciencia pública y su estrecha relación con la industria en general.
2. Dos protagonistas inciden en la negatividad: Tanto los gobiernos como la propia industria minera profundizan imaginarios que no favorecen un posicionamiento positivo del sector.
3. El medio ambiente como bandera política: El impacto de la minería se ha convertido en un tema electoral y en un punto central en la gestión gubernamental, tanto a nivel local como nacional.
4. El sector se comunica en círculos cerrados: La industria enfrenta el desafío de comunicarse principalmente dentro de su propia esfera, con un impacto mínimo y predominantemente negativo en la conversación pública.
5. Circunstancias propias de América Latina profundizan los estigmas: La corrupción, la violencia y el narcotráfico, entre otros problemas regionales, se asocian a la industria minera debido a la ilegalidad de algunas actividades.
6. La minería sostenible, un antídoto insuficiente: A pesar de su importancia, la minería sostenible representa solo el 2% de la conversación total, y su mensaje positivo se limita en gran medida al mismo círculo de influencia.

Para Alejandra Aljure, directora de Operaciones de LLYC Colombia, “estos hallazgos muestran la complejidad de los desafíos que enfrenta la industria minera en América Latina en términos de percepción pública. Es evidente que la industria necesita un enfoque estratégico para abordar estos temas y comunicar de manera efectiva su contribución al desarrollo sostenible y responsable en la región, lo cual es posible a través de varias claves que planteamos en este estudio”.

LLYC ofrecen algunas recomendaciones para ayudar a reenfocar la historia de esta industria. La clave está en corregir una tendencia pasiva en la comunicación y apostar por la proactividad. También es fundamental cambiar la narrativa, salirse del cliché de la sostenibilidad, humanizar el discurso, activarlo mediante otras vías y dirigirse a todos los públicos, incluidos los detractores.

Ante el fenómeno de El Niño, que podría extenderse hasta marzo de 2024 y con el riesgo en el descenso del nivel de los embalses que hoy están en 78%, la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM) propuso un plan de choque para evitar el riesgo de racionamientos de energía en el país.

“Consideramos que el Gobierno debe liderar las consultas previas con las comunidades; agilizar la entrada de proyectos atrasados; garantizar condiciones financieras a las generadoras y comercializadoras y realizar rápidamente la nueva subasta de energía”, declaró Daniel Enrique Medina, presidente de ACIEM, gremio profesional de Ingeniería y Cuerpo Técnico Consultivo, en el acto de instalación de la 40 Conferencia Energética Colombiana (ENERCOL), que se realiza en el Club El Nogal de Bogotá.

En opinión de Medina, el suministro de energía eléctrica podría entrar en riesgo, puesto que, al disminuir el recurso hidráulico, se podría presentar limitaciones en el balance de oferta y demanda y un aumento de precios excesivos con impacto en los usuarios.

“Parte de esta situación se ha reflejado en el aumento del precio del kilovatio- hora en la bolsa de energía, que pasó de $300 en enero de 2023, a estar por encima de los $1.000 en las últimas semanas”: manifestó el dirigente gremial.

Y agregó: “Frente al aumento de los precios de la energía, debemos garantizar la competitividad de la industria y brindarle las condiciones para incentivarla de forma que sea un verdadero apoyo a la reindustrialización que ha propuesto el Gobierno Nacional”.

ACIEM indicó que el sector eléctrico ha afrontado acontecimientos institucionales, económicos y sociales que han generado incertidumbre sobre la confiabilidad del sistema y por consiguiente riesgo en el suministro adecuado del servicio de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo

En este sentido, el gremio respaldó la iniciativa de reformar, modernizar y fortalecer la Ley 142 de 1994 de servicios públicos, con el fin de ponerla a tono con los nuevos entornos regulatorios, económicos y tecnológicos de la nueva economía y garantizar el adecuado desarrollo de los servicios públicos en las próximas décadas.

Promover la exploración de gas natural

Frente al riesgo de déficit de abastecimiento de gas natural, ACIEM resaltó que se debe aumentar la producción sobre los campos existentes y promover nuevos contratos de exploración y explotación, lo cual daría tranquilidad al sector, a la industria y ampliaría el nivel de reservas más allá del año 2030.

Adicionalmente, ACIEM propuso ampliar la capacidad de la Planta de Regasificación de Cartagena, la cual podría pasar de 400 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) a cerca de 450 MPCD a comienzos de 2024 y a 530 MPCD a finales de 2026. “Esta sería una opción económica y rápida para cubrir el déficit de gas previsto en el corto plazo y así dar confiabilidad, firmeza y flexibilidad al sistema energético del país”, señaló Medina.

El gremio llamó la atención que, en el corto plazo, el mayor riesgo es la indisponibilidad de producción de gas, lo que podría afectar seriamente a la demanda térmica por prioridad de despacho, ante eventos de desabastecimiento, afectando directamente la confiabilidad del sistema y por supuesto a los usuarios.

De otra parte, ACIEM indicó que tras declararse desierta la licitación de la Planta de Regasificación del Pacífico, propuso independizar este proyecto del gasoducto Buenaventura-Yumbo. “Creemos que esta planta de regasificación se podría ubicar en la Costa Atlántica, con el fin de aprovechar la

infraestructura de transporte existente para suministrar gas importado al interior del país. Una vez el gasoducto Buenaventura-Yumbo esté disponible, la planta regasificadora se podría trasladar a Buenaventura para cumplir su objetivo inicial”: explicó el presidente de ACIEM.

Retos de la Transición Energética

ACIEM destacó el trabajo técnico de planeación realizado por el Ministerio de Minas y Energía en cuanto a los objetivos y escenarios propuestos para la Transición Energética Justa (TEJ) y consideró necesario revisar los compromisos de Colombia para reducir en un 51% las emisiones netas de CO2 en los plazos establecidos y las posibilidades reales de su cumplimiento.

Para Medina, “Colombia es un país particular, dado que su matriz de generación de energía eléctrica es altamente limpia, con emisiones atribuibles al sector de la energía del orden del 8,2%, por tanto, un análisis de pareto demuestra que el problema de emisiones se concentra en otros sectores”.

ACIEM destacó que las actividades que producen las emisiones de CO2 se concentran en agricultura, ganadería, forestación y otros usos de la tierra, con un 63,4%, y el transporte que es cerca de la mitad de las emisiones clasificadas como energía, que representan el 28,4%.

“En nuestra opinión, para lograr el éxito de la transición energética en los próximos años, se deben definir los costos y riesgos para el país, en aspectos considerados en la hoja de ruta, tales como las áreas de electrificación del transporte; el reemplazo del carbón por bagazo y los procesos térmicos con energías renovables en usos industriales, para solo mencionar algunos ejemplos”: explicó el vocero gremial.

ACIEM subrayó que expertos mundiales han señalado que las transiciones energéticas pueden durar entre 50 y 60 años y para el país podría costar entre 8 y 11 puntos del Producto Interno Bruto (PIB), es decir, cerca de 30 mil millones de dólares anuales.

“Estamos convencidos de que los hidrocarburos pueden coexistir transitoriamente con las energías limpias, utilizando tecnologías de punta, y protegiendo la vida, por lo cual proponemos una revisión exhaustiva de la política de asignación de nuevos contratos de exploración de petróleo y gas natural, teniendo en cuenta el impacto en la economía al suspenderlos”: concluyó Daniel Enrique Medina.

La ANIF aclara varios puntos con respecto a su análisis de la viabilidad de la “Tarifa cero” para el transporte público en Bogotá.

Por: ANIF

Empecemos diciendo que la idea de que ciertos grupos poblacionales reciban un subsidio para el transporte público es buena, personas de bajos ingresos, estudiantes, adultos mayores y personas en situación de discapacidad. Eso es algo que tienen prácticamente todos los transportes públicos del mundo, no es nada nuevo. Incluso hoy en día el sistema integrado de transporte de la capital tiene tarifas más bajas para estos grupos poblacionales.

Lo que está mal, y lo decimos claramente, es proponer que anexado al recibo de la energía vaya un cargo adicional para cubrir los costos operativos totales del transporte público.

¿Porque está mal? Por varias razones. Primero, como lo dijimos en el Informe Semanal No. 1579 del 20 de septiembre, incluso en el mejor escenario, en el que hay un cobro progresivo dependiendo del es- trato socioeconómico, habría hogares que pagarían más de doble de lo que pagan hoy en día. Eso es sencillamente inviable.

Recapitulemos el ejercicio. De acuerdo con la UPME, el consumo mensual de energía eléctrica promedio por hogar en Colombia es de 157 kwh. Al tener en cuenta que en Bogotá el tamaño promedio de los hogares es de 2,7 personas, se utilizó para el ejercicio realizado en la presente sección un consumo promedio per cápita de 58 kwh al mes. Es importante tener presente que la posibilidad de que en las zonas urbanas y en especial en los estratos más altos, donde hay un mayor uso de electrodomésticos y posibilidades de trabajo remoto, se cuente con consumos más altos.

Con los datos de consumo per cápita y de tamaño promedio de los hogares, es posible obtener el consumo de energía en kwh al mes para un hogar representativo en cada estrato socioeconómico. Ahora, con los precios de la Tabla 1 se puede determinar un aproximado del costo de la factura de energía bajo un consumo por persona de 58 kwh al mes.

Dicho eso, se plantea una tarifa base para el estrato 4 tal que, los hogares del estrato 1 solo paguen el 40% de esta tarifa base, los hogares de estrato 2 paguen el 50%, los hogares de estrato 3, el 85% y los hogares de estrato 5 y 6, el 120%. La selección de estos montos está basada en los subsidios del servicio de energía eléctrica.

Aunque resulta más progresivo de acuerdo con la clasificación de estrato social, el costo de la tarifa sigue incrementando de manera considerable. Por ejemplo, un hogar de estrato 2 pasaría de pagar $82 mil pesos al mes, a pagar hasta $178 mil pesos si se financia todo el costo operativo del sistema. De igual manera, un hogar de estrato 5 pasaría de pagar $121 mil al mes a pagar $350 mil. Definitivamente, un aumento en más del doble de la tarifa actual para ciertos hogares es inviable. Además, el aumento en el costo de la tarifa para los estratos bajos también sería significativo.

Segundo, financiar el transporte público ligado al servicio de energía afectaría la canasta familiar y cambiaría de manera radical los incentivos para la utilización del servicio de transporte y de energía residencial.

Ese aumento en el costo de la factura podría traducirse en situaciones de impago o de conexiones ilegales al sistema, dependiendo de cómo se decida distribuir el cobro a lo largo de la población.

Es muy importante tener presente y recordar que el hecho de que no haya un cobro del pasaje no quiere decir que el transporte sea gratis, alguien tiene que asumir esos costos.

Además, recordemos que la energía tiene un peso cercano al 3% dentro del IPC y es muy sensible a choques como pueden ser fenómenos climáticos. Por ejemplo, lo que ocurrió a partir del segundo semestre de 2022 donde, a pesar de que los embalses estaban en máximos históricos, el precio de la electricidad aumentó más de 25% anual.

De la misma forma, el IPC e IPP son algunos de los principales determinantes macroeconómicos que afectan el valor de la tarifa del Sistema Integrado de Transporte año a año.

Asumiendo que el cobro que se hace a la tarifa de la energía varía según cambia la tarifa del Sistema, ante un episodio inflacionario estamos hablando de un aumento en el costo de la energía mediante dos canales distintos, los componentes tarifarios y el cobro al sistema de transporte.

Tercero, llevar a cabo esta propuesta podría afectar el mercado de energía de forma irreparable, pues se estaría aumentando el costo total de la factura de la luz por encima de sus valores de equilibrio.

Además, vale la pena recordar que una distorsión de esas características se introdujo en el mercado laboral hace más de 30 años, con todos los costos no salariales que enfrentan los empresarios para contratar. Pese a los grandes esfuerzos por descargar a la contratación de ese lastre, seguimos lidiando con ese problema que es, en buena medida, el responsable de nuestra baja capacidad de generar empleo formal.

Si se quiere subsidiar el transporte público, la financiación tiene que ser a través de impuestos generales, como pasa en prácticamente todo el mundo. Atar ese sobre costo a la tarifa de energía es problemático e inviable.