Categoría: Industria

Al cierre del tercer trimestre, Promigas y sus filiales conectaron al servicio de gas natural y electricidad a 318.892 nuevos clientes entre Colombia y Perú (residencial, comercial, industrial, GNV y otros) llevando estos servicios a más de 1,14 millones de personas. De estos, el 92% correspondieron a hogares de estratos 1, 2 y 3.

Por otra parte, al tercer trimestre del año la utilidad neta acumulada a nivel consolidado supera de forma relevante lo presupuestado, alcanzando $0,75 billones. Se destaca una sobre ejecución del 7% (+$49.516 millones), como resultado del programa de eficiencias, la ejecución de los Costos y Gastos, el registro de la indemnización de Promioriente de $25.000 millones por encima de lo presupuestado, y una mayor utilidad neta de SPEC por mayores días de regasificación. Cabe resaltar que el estricto control de los Costos y Gastos permitió lograr un EBITDA superior, alcanzando los $1,71 billones con una ejecución presupuestal del 105% (+$88.831 millones).

Asimismo, se alcanzaron ingresos consolidados de $4,71 billones, correspondiente a una ejecución presupuestal del 97% (-$142.711 millones). La subejecución se debió principalmente a que las distribuidoras GDP y Promigas Perú obtuvieron menores ingresos como consecuencia de los menores volúmenes por atrasos en la temporada de pesca.

A nivel individual, Promigas reportó una utilidad neta de $0,76 billones, un EBITDA de $1,06 billones y unos ingresos de $0,77 billones, correspondientes a una ejecución presupuestal del 107%.

Los resultados muestran un importante incremento de los volúmenes regasificados a septiembre, para una ejecución presupuestal del 2929%, lo que confirma que SPEC sigue siendo el seguro energético para el país; se espera que para el último trimestre del año continue esta tendencia por el mayor consumo de gas de los clientes térmicos, producto del fenómeno de El Niño.

También se reporta un crecimiento significativo en los nuevos negocios de soluciones energéticas al cerrar el tercer trimestre con 64.3 MW de energía solar fotovoltaica contratada, correspondiente a una ejecución prespuestal del 148%.

“Los resultados también muestran el compromiso de la organización con la generación de una huella social positiva en todas sus actividades. Además de los nuevos hogares conectados al servicio de gas y electricidad, se destaca el crecimiento de nuestro negocio inclusivo BRILLA, el cual tuvo un incremento en colocaciones del 23%. Es así como a septiembre de 2023, hemos otorgado más de 367 mil nuevos créditos por $915 mil millones. Es de resaltar que el 95% de estos créditos fue tomado por personas de estratos 1, 2 y 3”, manifestó Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas.

Por último, se destaca que al culminar el tercer trimestre superó la meta trazada para todo el año hacia la descarbonización, logrando un abatimiento de 11.317 TonCO2e. Con ello, ratifica su compromiso con “Net Zero” a 2040 y de reducir en un 50% las emisiones a 2028.

Revuelo por anuncio del presidente Petro de importar gas y petróleo desde Venezuela mientras marchita la industria en el país.

Ante el anuncio del presidente Petro de buscar una alianza entre ECOPETROL y PDVSA para explotar gas y petróleo en Venezuela para importar estos hidrocarburos a Colombia, algunos congresistas anunciaron un debate de Control Político, aduciendo que el país no puede depender energéticamente de un país como Venezuela.

Puntualizan que esta decisión aumentaría la tarifa en la factura de consumo del gas hasta por 5 veces, especialmente para los colombianos de estratos 1, 2 y 3.

Además, afirman que 37 millones de colombianos consumen el gas que se produce en el país. “¿Será que no hemos aprendido del ejemplo que nos deja la guerra entre Rusia y Ucrania?”, dicen.

Los líderes del control político son los representantes Oscar Villamizar y Juan Espinal, que han liderado la defensa sobre la Transición Energética y la Seguridad Energética del país, generando otros debates sobre el tema y liderando la moción de censura contra la ex ministra de Minas y Energía Irene Vélez.

Este fin de semana, en reunión conjunta con el presidente de Venezuela Nicolás Maduro, el presidente Petro anunció que “es muy probable que Ecopetrol se vuelva socia de PDVSA en la explotación de campos de gas en Venezuela y de campos de petróleo”, lo que está abiertamente en contradicción con lo que ha venido pregonando con su discurso del cambio climático, por lo que en Colombia está marchitando la industria de hidrocarburos, al no sacar nuevas rondas de exploración.

El anuncio de la sociedad entre Ecopetrol y PDVSA ya empezó a generar reacciones. Uno de los primeros en analizar este tema fue el exministro Juan Camilo Restrepo, quien en su cuenta de X advirtió de la incoherencia de prohibir explorar hidrocarburos en Colombia y ahora querer hacerlo en Venezuela. “¿Qué lógica hay en esto?, ¿es que acaso la capacidad de inversión de Ecopetrol es ilimitada?”, se pregunta Restrepo.

Por su parte la senadora Paloma Valencia también se refirió al tema en su cuenta de X, donde señaló: “En Colombia pretende prohibir la explotación de hidrocarburos en nombre de la transición energética, mientras negocia la importación de gas y petróleo con el dictador de Maduro en Venezuela.”

Seis gremios del sector energético colombiano le solicitan al presidente, de manera urgente, que se proceda a la designación en propiedad de los seis cargos de Expertos Comisionados que integran la CREG, con dedicación exclusiva y el conocimiento especializado requerido.

Agremiaciones de las empresas de servicios públicos y entidades representadas en ANDESCO, ACOLGEN, ANDEG, ASOCODIS, NATURGAS y SER-COLOMBIA, expresaron su preocupación, no solo por las dificultades que trae la situación climática actual, sino por la grave situación institucional que enfrenta el sector energético del país, dada la inoperancia de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), debido a la falta de expertos comisionados nombrados en propiedad.

“Esta inoperancia reviste una inusitada gravedad porque se trata de la parálisis de la institución que profiere la reglas y decisiones técnicas y operativas necesarias para la prestación continua del servicio público domiciliario de energía eléctrica y del mercado de gas natural”, expresan los gremios en una carta enviada al presidente Petro.

En la actual coyuntura por la que atraviesa el país, en el sector eléctrico existen dos situaciones relevantes que demandan una pronta decisión del regulador, como son la falta de liquidez de las empresas comercializadoras y las medidas necesarias para enfrentar el periodo seco por el Fenómeno de El Niño.

“En caso de mantenerse la situación anterior, se pone en riesgo la prestación del servicio públicos de energía eléctrica, máxime en estos momentos cuando el sector energético se enfrenta a retos de gran relevancia y trascendencia que demandan una alta producción regulatoria. Así mismo, es importante resaltar que para la industria del gas natural también hay decisiones urgentes pendientes por parte del regulador”, agregan los gremios en la misiva.

En tal sentido es que los gremios hacen un llamado al presidente para que tome una decisión urgente y definitiva frente al nombramiento de los expertos comisionados de la CREG pues, tal como lo reconoció el director saliente de la entidad, José Fernando Prada, “estamos en un apagón regulatorio”.

La CREG se encuentra inoperante pues no es materialmente posible integrar el quorum exigido para adoptar sus decisiones, esto es, para expedir la regulación a su cargo. Esta inoperancia va en contravía de los principios que regulan las actuaciones y procedimientos administrativos contenidos en el artículo 3 de la Ley 1437 de 2011.

Esta situación la hizo evidente la propia entidad en la Circular CREG 086 de 2023, donde indica que “…dado la separación del cargo del director ejecutivo de la entidad, José Fernando Prada y la falta de los expertos comisionados que conforman la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en este momento no se cumplen los requisitos para emitir conceptos y responder peticiones de interés general y particular relacionadas con la regulación de los servicios públicos”.

“Es verdaderamente lamentable que hoy en día una institución tan respetable y que tanto le ha aportado al país, como lo es la CREG, no tenga la capacidad para emitir ni siquiera un concepto técnico, tal y como se reconoce en la referida circular”, concluyen los gremios firmantes.

El Monitor de Desarrollo Territorial (MDT), iniciativa de Jaime Arteaga & Asociados, analizó los cambios identificados en las regiones productoras de petróleo y gas del país, en 12 dimensiones relacionadas con aspectos sociales, económicos y ambientales, durante los últimos 10 años.

Los municipios donde se desarrolla la industria de hidrocarburos presentan un mejor índice de bienestar y desarrollo económico. Esta es una de las principales conclusiones del Monitor de Desarrollo Territorial (MDT), el cual hace una radiografía de los territorios productores de petróleo y gas, en donde viven más de 6,8 millones de colombianos, para evaluar cómo han avanzado estos municipios en comparación con el resto del país.

El Monitor muestra información histórica del desarrollo que han tenido los municipios productores de hidrocarburos en los últimos diez años, a través de una serie de indicadores distribuidos en 12 dimensiones: análisis de población, desempeño municipal, desarrollo económico, sector agropecuario, turismo, sector minero energético, inclusión financiera, educación, salud, seguridad y convivencia, y violencia de género.

En el marco del lanzamiento del MDT, Jaime Arteaga de Brigard, director de Jaime Arteaga y Asociados, resaltó que “las cifras muestran de manera clara que los municipios productores de petróleo y gas han alcanzado grandes logros en materia no sólo económica sino también social. Los datos también expresan que la industria del petróleo y gas no compite con otras actividades como la agrícola: por el contrario, la industria del petróleo y gas es el motor del desarrollo agropecuario”.

De acuerdo con el análisis, los niveles de pobreza multidimensional en los municipios productores de petróleo y gas están por debajo del nivel nacional: el promedio es 40,8% mientras que a nivel nacional es de 41,8%. Además, estos municipios tienen mayores niveles de recaudo de impuestos, como el predial e industria y comercio, cuyo recaudo promedio per cápita en los municipios productores de petróleo y gas es casi un 80% más que el promedio nacional.

«Teniendo en cuenta los resultados del Monitor, se evidencia que la industria de hidrocarburos desempeña un papel fundamental en la reducción de las desigualdades y la mejora del bienestar de la población colombiana. Por ello, es imperativo que el país incremente la producción y las reservas de hidrocarburos aprovechando los actuales precios del petróleo, al mismo tiempo que se trabaja en mejorar su competitividad y atraer inversiones”, mencionó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol.

Así mismo, el MDT muestra que el PIB per cápita de los municipios productores es mayor que el promedio nacional. No obstante, la dependencia de las regalías en los municipios productores de petróleo duplica el promedio nacional.

“La industria del petróleo y gas en Colombia está comprometida con seguir siendo forjadora de una mejor calidad de vida para los colombianos; sabemos que la pobreza en la que viven millones de colombianos es el tema que hay que resolver para avanzar hacia la transición energética y el desarrollo sostenible; y el sector hidrocarburos es el que más puede contribuir a lograr una sociedad equitativa. Este monitor nos muestra que hemos contribuido y que aún tenemos muchos desafíos para alcanzar el cierre de brechas sociales”, destacó Carolina Rojas, vicepresidente de Comunicaciones y Estrategia de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP).

Los mejores índices de desempeño que muestra el estudio permiten concluir que la transición productiva ya se está dando en los territorios productores, pese a que actualmente se produce un 24% menos de petróleo y 43% menos de gas que hace diez años.

Municipios productores sobresalen en agricultura y financiación

Entre otros resultados, el Monitor destaca que, entre 2013 y 2022, los municipios productores de petróleo y gas han experimentado un desarrollo agrícola significativo. El área sembrada de los principales cultivos del país creció un 27,7% en los municipios productores de hidrocarburos, en contraste con el crecimiento registrado a nivel nacional, que fue del 7,4%.

Según se evidencia en el informe, si bien el aceite de palma ha sido el cultivo agrícola dominante en los municipios productores de petróleo y gas, los cultivos de soya y limón están experimentando un crecimiento significativo; también muestra que, en 2022 el 96% de la producción nacional de soya provenía de estas localidades.

Además, más de la mitad de las áreas destinadas al cultivo de aceite de palma y arroz en todo el país se ubicaron en municipios productores. Mientras que la participación de los productores de petróleo y gas en la producción pecuaria de bovinos a nivel nacional aumentó en un 12,4% entre el 2018 y el 2024. “La industria de petróleo y gas no compite con el agro sino que es su motor. El sector agropecuario depende de la industria de los hidrocarburos”, señala Arteaga.

De la misma manera, son notables los avances de los municipios en materia de educación y salud. Mientras que a nivel nacional la cobertura neta en educación fue del 86,9% en 2021, en los municipios productores de petróleo y gas la tasa de cobertura neta fue del 91,3%. Por su parte, estos municipios demuestran una medición en desempeño municipal (MDM) en salud de 85,2 puntos, superior al promedio nacional (84,5).

Finalmente, es necesario señalar los retos que, de acuerdo con el Monitor, persisten en estos municipios, particularmente en materia de seguridad. La tasa de homicidios en los municipios productores de petróleo y gas (31 por cada 100.000 habitantes) está por encima del promedio nacional (26 por cada 100.000 habitantes). Así mismo, la tasa de secuestros y la tasa de desplazamiento en estos municipios está por encima del doble del promedio nacional.

 Cabe señalar que el estudio fue hecho con base en información de entidades oficiales.

Un estudio de oferta y demanda de electricidad elaborado por la Universidad Nacional y financiado por Acolgen, da cuenta de que a partir de 2025 el suministro de electricidad estaría comprometido, si no se expande el sistema de transmisión nacional.

El estudio ‘Desafíos y Oportunidades en la Generación y Transmisión de Energía Eléctrica en el SIN’, elaborado por la seccional Medellín de la Universidad Nacional, y contratado por la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), concluye que, en el escenario más crítico pero más realista, a partir de 2027 comenzaría un déficit de energía en el país. Pero si las obras de transmisión contratadas no se terminan antes, la seguridad en el suministro eléctrico estaría comprometida a partir de 2025.

El estudio sobre el balance de oferta y demanda de energía hace especial énfasis en la energía firme y en las necesidades de expansión de generación y transmisión en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

El estudio se realizó con base en la información oficial de la UPME y XM, entidades que estiman un crecimiento de la demanda entre el 2,2 y el 3,4%, aunque los investigadores señalaron que el consumo real está creciendo al doble, al 5%.

Por el lado de la oferta, el estudio tomó como base los proyectos de generación que están aprobados, que contemplan 19,3 GW, que es el doble de los 19 GW actuales de capacidad que tiene el parque eléctrico nacional.

El estudio analizó cinco escenarios, entre el más optimista, donde entran todos los proyectos de generación aprobados, y el más pesimista, donde solo ingresan los proyectos que tienen contratos y puntos de conexión aprobados.

En el escenario más optimista, si todos los proyectos entran en operación, el país comenzaría a tener déficit de energía en el 2034. Pero en el escenario más pesimista, pero al mismo tiempo más realista, si entran solo los 26 proyectos que tienen compromisos y que corresponden al 19% del total (3,6 GW), la energía firme no sería suficiente para abastecer toda la demanda a partir de 2027.

“De esos 26 proyectos, 17 están ubicados en la región Caribe, incluidos los de La Guajira, que dependen del desarrollo de la línea de transmisión Colectora para iniciar operación. Esta línea tenía fecha de entrada inicial en 2022; ahora se espera que finalice entre 2025 y 2027”, señala el estudio.

Y ahí está precisamente el otro corto circuito del sistema eléctrico nacional. El retraso de los proyectos actuales y la falta de nuevos proyectos de expansión de la red de transmisión.

“Las redes, que son el esqueleto del sistema, no han crecido como se necesita. No se han podido conectar nuevos proyectos de energía (proyectos renovables en La Guajira que representan más de 2 GW, casi el 17% de la capacidad actual) y, sin esto, se tiene menos oferta en el mercado”, dice el estudio.

Pero no solo existen retraso en La Guajira, en áreas como Chocó, Cundinamarca, Meta y el resto del Caribe, al menos 51 proyectos de generación (de un total de 437 de la muestra) dependen de obras de transmisión para ser viables.

Así, el 90% de los proyectos eólicos y el 55% del total de los proyectos están condicionados a la finalización de obras de expansión de la red de transmisión nacional.

Según la información recolectada de la UPME, se encuentran 21 convocatorias de transmisión en ejecución, tres abiertas y once en publicación.

Frente a un posible déficit de energía en los próximos años, preocupa que el gobierno no haya nombrado en propiedad a los nuevos comisionados de la Comisión Reguladora de Energía y Gas (CREG) y que la Hoja de Ruta de la transición energética y la convocatoria de una nueva subasta de energía se hayan aplazado hasta 2024.

“El mercado necesita señales de estabilidad y de promoción desde el Ministerio de Minas y Energía, para que se puedan desarrollar nuevos proyectos de generación y transmisión, o se pondría en riesgo la atención de los colombianos desde 2025 en adelante”, concluye el estudio.

Las unidades 3 y 4 de Hidroituango quedaron disponibles para generar 600 megavatios de energía. Ambas unidades se encuentran a la espera de que XM apruebe los reportes elaborados después de las pruebas para declararlas en operación comercial.

Un mes antes de lo previsto, Empresas Públicas de Medellín (EPM) sincronizó de manera exitosa la unidad 4 de generación de energía de la Central Hidroituango. Con este hito técnico, la Central quedó con la capacidad de generar, en los próximos días, 1.200 megavatios (MW) de energía. 

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, dijo que “tras las pruebas técnicas, dejamos disponible la unidad 4 de generación de energía de la Central Hidroituango, luego de haberlo logrado también esta semana con la unidad 3. Con ello, concluimos la etapa 1 del Proyecto, que comprende cuatro unidades de generación de energía, cada una con una capacidad de 300 MW. En total 1.200 MW de energía, que esperamos tenga un impacto positivo en el precio de la energía para los colombianos en un momento retador como lo es el fenómeno de El Niño.”

Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho Morales, dijo que “los 1.200 megavatios de energía de Hidroituango significan seguridad energética. Implica que vamos a tener mejores condiciones y energía para superar el fenómeno de El Niño y, hacia adelante, mejorar la confiabilidad, la seguridad y la soberanía energética del país”.

Las pruebas

Antes de quedar disponible, la unidad 4 fue sometida a pruebas en seco, con aguas muertas o sin flujo; dinámicas con agua, con flujo y sin carga, y de sincronización, con el propósito de analizar el comportamiento de la máquina, afinarla y dejarla a punto para que cumpla con las exigencias regulatorias. De esta manera, puede ser matriculada al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y puede empezar a generar energía.

“Gracias a la experiencia ganada por EPM y sus contratistas con el montaje, sincronización y puesta en operación de las unidades 1 y 2, esta semana logramos dejar disponibles las unidades 3 y 4, tras las pruebas exitosas de su funcionamiento, en un proceso seguro y más rápido”, destacó el gerente Carrillo Cardoso.

Durante toda esta semana se desarrollaron diferentes tipos de pruebas. “El jueves 26 de octubre efectuamos la prueba denominada sincronización y rechazo de carga con potencia máxima posible en la unidad 4, con la cual iniciamos la máquina para sincronizarla al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Luego aumentamos gradualmente su carga de potencia hasta llegar a 300 MW. Cumplida esta fase hicimos un paro intencional de la máquina que nos permitió evaluar y determinar el comportamiento de sus condiciones eléctricas, mecánicas, hidráulicas y, en general, de todo el sistema ante el retorno de la máquina a cero potencia”, explicó William Giraldo Jiménez, vicepresidente de Proyectos Generación Energía EPM.

Tras quedar disponibles, las unidades 3 y 4 están listas para que XM, operador del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y administrador del Mercado de Energía Mayorista en Colombia, apruebe los reportes elaborados durante las pruebas para declarar la máquina oficialmente en operación comercial. Se prevé que este proceso ocurra la próxima semana.

La disponibilidad de las unidades 3 y 4 de Hidroituango llega en pleno fenómeno de El Niño. Para medir su aporte, una sola unidad de generación de Hidroituango (300 MW) puede suministrarle energía a una población con 540 mil habitantes, es decir puede abastecer una ciudad como Ibagué o Pereira. Por lo tanto, con los 1.200 MW de energía se podría atender una ciudad de más de 2 millones de habitantes.

Lo que sigue

Con la finalización de la etapa 1 de Hidroituango, equivalente a las cuatro primeras unidades de generación, sigue la etapa 2, que comprende la construcción de obras civiles finales para la puesta en operación de las unidades de generación 5 a 8, que generarán otros 1.200 MW de energía. Esta etapa constructiva estará a cargo del Consorcio CYS, conformado por Yellow River CO. LTD Sucursal Colombia y Schrader Camargo S.A.S.

Las multas son resultado de las acciones de control que ejerce la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en defensa de los derechos de las comunidades en los territorios.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios confirmó la multa impuesta a la empresa Celsia por valor de $ 1.700.000.000 impuesta al término de investigación realizada luego del evento registrado en la subestación Sabanalarga (Atlántico) el 24 de junio de 2020, que generó un apagón de más de siete horas y afectó a millones de usuarios en el Caribe.

Celsia efectuó la apertura tardía de los interruptores de los activos energéticos que se encontraban cerrados por la ausencia de tensión; y no suministró oportunamente al Centro Nacional de Despacho la información relacionada con las subestaciones Nueva Barranquilla, Cuestecitas y Bolívar; y las subestaciones radiales de Manzanillo y Norte, ubicadas en la región Caribe.

La sanción también fue confirmada por el incumplimiento de algunas de las características de calidad del servicio de transporte de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional, entre enero y diciembre de 2019.

La decisión fue notificada a Celsia mediante la Resolución SSPD No. 20232400638105 del 10 de octubre de 2023, por medio de la cual se resolvió el recurso de reposición interpuesto por la empresa.

Celsia presta el servicio público domiciliario de energía eléctrica en los departamentos de Antioquia, Atlántico, Bolívar, Boyacá, Caldas, Caquetá, Casanare, Cauca, Chocó, Cundinamarca, Córdoba, Huila, Magdalena, Meta, Norte de Santander, Quindío, Risaralda, Santander, Sucre, Tolima, Valle del Cauca y Bogotá.

Cuatro empresas de gas

Por otro lado, la Superservicios confirmó multas que suman $4.260.270.053 a las empresas Vanti, Gas Natural Cundiboyacense, Gas Natural del Oriente y Gas Natural del Cesar, al comprobar incumplimientos a la regulación en materia de facturación del servicio público de gas combustible. Estas conductas afectaron a usuarios en Bogotá y en los departamentos de Santander, Cesar, Cundinamarca y Boyacá, en 2020.

Las sanciones fueron confirmadas mediante las resoluciones SSPD 20232400594465, 20232400594475, 20232400594515 y 20232400594495, respectivamente, luego de resolver los recursos de reposición presentados por las empresas ante la Superservicios, en el marco del debido proceso y la defensa de los derechos de las comunidades usuarias.

“Estas empresas incumplieron normas de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en la época de la pandemia por Covid 19. Los prestadores no implementaron de forma inmediata la Opción Tarifaria Transitoria (OTT) que debían aplicar obligatoriamente a los usuarios regulados de los estratos 1 y 2, y ofrecer a los demás estratos, según lo dispuso en la Resolución CREG 048 de 2020”, señala el organismo en un comunicado.

Además, agrega, facturaron a usuarios con base en consumos promedio durante los meses de abril y mayo de 2020. Manejaron de manera inadecuada el conflicto de interés suscitado en la aplicación de la tarifa regulada para la liquidación de la facturación del servicio del mes de mayo de 2020, con ocasión de la facturación por promedio que realizó en abril de 2020, afectando con ello a sus usuarios, al aplicar la tarifa de mayo a consumo que correspondía al periodo anterior.

Balance de los primeros nueve meses de 2023 de Enel Colombia y sus filiales en Centroamérica.

En lo corrido de 2023 Enel Colombia invirtió alrededor de $2,1 billones de pesos, enfocados principalmente en el avance constructivo de proyectos renovables no convencionales que sumarán más de 800 MW de capacidad instalada, el mantenimiento de los activos y la modernización de la infraestructura eléctrica, así como de los sistemas comerciales.

Por el lado de la generación, Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, entregó el primer kilovatio hora (kWh) de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN) con el Parque Solar Fundación en Pivijay, Magdalena. Para lograrlo se energizó la subestación elevadora Caraballo de 110 kV y con este hito se dio inicio al periodo de pruebas.  Este proyecto cuenta con un avance constructivo del 65%, una inversión aproximada de 109 millones de dólares, que contempla la instalación de más de 244.800 paneles solares para alcanzar una capacidad instalada de 132 MWp.

De igual manera, en el departamento del Cesar, el Proyecto Solar El Paso Extensión, entregó el primer kilovatio hora de energía al SIN, dando inicio a la etapa de pruebas regulatorias para la energización de la planta y la posterior entrada en operación comercial.

Adicionalmente, siguiendo con el objetivo de ponerle especial foco al desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, la Compañía firmó el acuerdo de compraventa de la Central Térmica Cartagena y del 100% de la participación de la Sociedad Portuaria Central Cartagena con la compañía SMN Termocartagena S.A.S. Éste comenzará a regir a partir del 1 de diciembre de 2023, fecha en la cual el grupo SMN asumirá la administración y la operación de la Central. 

Respecto a la línea de negocio de distribución de energía, se desarrollaron iniciativas que aportan a grandes apuestas de la ciudad de Bogotá y Cundinamarca, como el Metro y el Regiotram, y se fortaleció la modernización y digitalización de la red, con el fin de hacerlas más resilientes y flexibles para enfrentar los desafíos del cambio climático.

Con el objetivo de expansión de la red y la electrificación de la economía, en el marco del programa Cundinamarca al 100%, se firmaron dos convenios de electrificación rural con la Secretaría de Minas, Energía y Gas del departamento de Cundinamarca.

Con esa iniciativa Enel invirtió en la expansión de redes de media y baja tensión para aumentar el beneficio a 165 familias rurales que se suman a las 815 que se han energizado durante 2023, alcanzando así una cobertura superior al 99,6% en Cundinamarca, garantizando el acceso a la energía eléctrica de forma asequible y confiable.

Se destaca como hecho relevante la actualización de la plataforma tecnológica que soporta los procesos de facturación, recaudo y cobranza.  Actualmente la plataforma se encuentra en fase de estabilización, y la Compañía trabaja en superar las inconsistencias específicas que se han presentado en la transición a este nuevo sistema.

En la línea de negocios Enel X, enfocada en la comercialización y nuevos usos de la energía, se inició la construcción de “Ikotia” el primer parque solar de Frontera Energy, que empezará a funcionar en el último trimestre de este año y tendrá una capacidad instalada de 7.85 MW de potencia para generar 11.38 GWh/año, equivalente a proveer energía a más de 56.000 hogares con un consumo promedio de 200 kWh al mes.

Respecto a Centroamérica, Renovables de Guatemala, compañía de Enel en Guatemala, fue adjudicada para suministrar 256 GWh de energía a la Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA) y ENERGUATE. Este contrato iniciará operación comercial en mayo del 2026 a través de la generación de energía 100% renovable proveniente de la Central Hidroeléctrica Palo Viejo.

De igual manera, se destaca la ratificación de la calificación crediticia de Enel Colombia en BBB- con perspectiva Estable por parte de S&P Global Ratings. La calificadora resaltó la posición de liderazgo de la Compañía tanto en el negocio de generación como de distribución a nivel nacional y su diversificación geográfica fuera de Colombia en Panamá, Costa Rica y Guatemala, con un flujo de caja estable y un plan de inversiones que continúa priorizando el desarrollo de energías renovables.

Para el último trimestre del año, Enel Colombia y Centroamérica seguirán orientando sus esfuerzos en el desarrollo y el compromiso de la electrificación, la innovación y el desarrollo sostenible de la región, fortaleciendo sus acciones para hacer frente a los posibles impactos por el Fenómeno de El Niño y otros retos que enfrenta el sector.

La puesta en marcha de la planta de generación ubicada en Cartagena permitirá aumentar la capacidad de producción de energía de Termocandelaria en un 80%, y asegurar la confiabilidad y eficiencia del sistema eléctrico de Colombia durante el fenómeno de El Niño.

Termocandelaria S.C.A., filial de TPL Energía, anunció que el viernes 27 de octubre, iniciará las operaciones de su proyecto de cierre de ciclo combinado, que representa el fortalecimiento de los procesos de generación de energía confiable y sostenible para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), permitiendo aumentar su capacidad de producción de energía térmica manteniendo, pero con el mismo nivel de consumo de gas natural, constituyéndose en un proyecto de alta eficiencia energética.

Esta expansión es un paso significativo en el objetivo de proporcionar energía confiable, pues representa el aumento de la eficiencia energética del 34% al 53%, constituyéndose en la planta más eficiente de Colombia, cumpliendo con altos estándares de sostenibilidad, gracias a los equipos de alta tecnología que se utilizan para la generación de energía.

Con una inversión superior a los USD258 millones, el proyecto de cierre de ciclo combinado, de acuerdo con lo estipulado por el Gobierno Nacional con la Subasta de Cargo por Confiabilidad realizada en 2019, se desarrolló con el objetivo de ampliar y modernizar la infraestructura de la generadora, pasando de dos unidades de ciclo simple de 314 MW de capacidad instalada, a tres unidades en ciclo combinado con una capacidad instalada total de 566 MW. Representa un aumento de aproximadamente 80% en capacidad de generación, sin aumentar las emisiones de CO2 y contribuyendo con una reducción del orden del 40% en los costos de producción de energía.

“La puesta en marcha del cierre de ciclo combinado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de un sector eléctrico sostenible, garantizando un aumento significativo en la eficiencia en el uso del combustible utilizado, mientras mantenemos un alto estándar de calidad y respaldo al sistema”, dijo Miguel Pérez Ghisays, gerente General de Termocandelaria.

“Este proyecto es representativo de la tecnología y la transición energética en Colombia, considerando que es la única térmica en el país que, en su proceso de refrigeración, utiliza un novedoso sistema de aerocondensadores que no implican consumo de agua ni de químicos, tecnología que brindará los más altos beneficios ambientales, aportando a los Objetivos de Desarrollo Sostenible y a las metas de carbono neutralidad”, agregó Ghisays.

Además, el proyecto tuvo gran impacto social en la región, pues generó más de 4.700 empleos y con su entrada en operación, Termocandelaria tendrá la capacidad de cubrir el 7% de la demanda nacional de energía, el 25% de la demanda de la costa Caribe y el 121% de la demanda del departamento de Bolívar, aportando 252 MW adicionales al sistema.

El cierre de ciclo combinado se pone en marcha en un momento coyuntural del país, pues según declaraciones entregadas recientemente por el Ideam hay una probabilidad entre el 75 y el 85% de un fuerte fenómeno de El Niño hasta mayo de 2024, lo que convierte la operación de Termocandelaria en un actor fundamental en el abastecimiento del país aportando más energía de forma sostenible y amigable con el medio ambiente.

“Estamos orgullosos con la entrada en operación del cierre de ciclo combinado de Termocandelaria. Esta expansión representa un proyecto sin precedentes que aportará una mayor generación de energía firme muy eficiente, para garantizar un servicio de calidad a los colombianos, especialmente en la costa Caribe, donde sabemos los retos que deben superarse en esta materia”, apuntó Luis Miguel Fernández, presidente de TPL Energía. 

Este desarrollo contribuirá igualmente a mejorar la competitividad y sostenibilidad del sector eléctrico nacional, pues aportará al fortalecimiento del sector térmico, una acción clave para continuar consolidando la matriz energética del país, como lo resalta la Asociación Nacional de Empresas Generadoras de Energía (ANDEG). 

“Termocandelaria aumenta la confiabilidad del sistema eléctrico de manera muy eficiente, permitiendo una mayor capacidad de respuesta ante las necesidades energéticas y de suministro que requiera el país, especialmente ante eventos de hidrología critica, evidenciando la importancia del parque térmico para respaldar al sistema eléctrico nacional en el marco de la transición energética, segura y gradual”, afirmó el director Ejecutivo de ANDEG, Alejandro Castañeda.

TPL Energía, es la holding y principal inversionista que opera las plantas de generación de energía térmica de TEBSA y Termocandelaria con operación 100% con gas natural. TPL en 2019 incursionó en el mercado internacional de capitales siendo hasta el momento la primera emisión de una generadora térmica colombiana en este mercado.

Con la puesta en operaciones del cierre de ciclo combinado, Termocandelaria se proyecta como la planta térmica más eficiente de Colombia convirtiendo a TPL Energía en el tercer jugador del sector eléctrico.

En su segundo día, la VI Cumbre del Petróleo, Gas y Energía se enfocó en el aterrizaje de la transición energética en las regiones y alternativas para su financiación; así como el rol de los combustibles fósiles en el proceso, y transporte sostenible, entre otros temas.  

La segunda jornada de la VI Cumbre del Petróleo, Gas y Energía, en Cartagena, la abrió el director del Departamento Nacional de Planeación (DNP), Jorge Iván González, con una presentación sobre la transición energética en las regiones y alternativas de financiación.

González indicó que “la transición energética es un proceso que requiere tiempo y que avancemos sobre lo que tenemos; pues está claro que cambiar la estructura de la balanza de pagos no puede lograrse de un momento a otro; por ello, vamos a seguir dependiendo del petróleo si queremos avanzar en la transición; proceso en el que el ordenamiento del territorio es esencial y está vinculado a la geografía y la productividad”.  

En relación con los desafíos financieros de la transición energética en Colombia, Mauricio Cárdenas, exministro de Hacienda y Crédito Público, y de Minas y Energía, señaló que “la transición energética nos enfrenta a la necesidad de reducir las emisiones. Para ello, debemos crear instituciones que resuelvan los problemas de deforestación y, al mismo tiempo, alinear los objetivos ambiciosos planteados para lograr dicha reducción al menor costo posible, garantizando la autosuficiencia energética de Colombia”.  

Desde la academia, Mauricio Olivera, vicerrector Administrativo y Financiero de UniAndes, en la conversación sobre mercado laboral y transición justa, manifestó que “la transición energética enfrenta desafíos múltiples, desde fiscales y sociales hasta sectoriales y macroeconómicos. A pesar de los avances en políticas climáticas y sociales, la integración efectiva entre ambos tipos de políticas sigue siendo limitada. El concepto de ‘Transición Justa’ emerge como un camino, destacando la necesidad de diálogo temprano, participación y sólidos programas de asistencia social para proteger medios de vida y comunidades en una transformación a economías bajas en carbono”. 

Combustibles líquidos en la transición 

La conversación también giró en torno al rol de los combustibles líquidos en la garantía de la seguridad energética de los colombianos; y teniendo en cuenta que en la próxima década se prevé un aumento de 4% anual en la demanda de combustible de aviación (jet fuel) en Colombia, superando el crecimiento proyectado para gasolinas y diésel (alrededor de 2% anual), se exploraron alternativas para garantizar el abastecimiento confiable y competitivo de dichos energéticos en el país.  

“La adopción de SAF (Combustibles de Aviación Sostenibles) representa un paso significativo al transformar la fabricación de aeronaves y su infraestructura. Esto resultará en una transición energética más rentable y permitirá mantener la prestación gradual de servicios de aviación, tanto para pasajeros como para carga. La transición deberá llevarse a cabo de manera progresiva para garantizar la accesibilidad y, al mismo tiempo, reducir nuestra huella ambiental”, expuso Guilherme Goulart, gerente de Relaciones Institucionales de la Asociación Internacional de Transporte Aéreo (IATA).

En cuanto a la transición energética en el transporte, en atención a la necesidad de garantizar un suministro fiable y de calidad para más de 7 millones de vehículos y 11 millones de motocicletas, los expertos coincidieron en la importancia de lograr una diversificación gradual de la oferta energética para la movilidad, incluyendo mejoras en combustibles convencionales, biocombustibles, gas vehicular, movilidad eléctrica e hidrógeno, pues a pesar de la electrificación progresiva del transporte, se proyecta que la demanda de combustibles líquidos continúe aumentando, aunque a un ritmo más lento.  

Barómetro Petrolero 2023  

Al cierre de la jornada se presentaron los resultados del Barómetro Petrolero 2023, iniciativa de la firma Jaime Arteaga & Asociados. Este instrumento de medición de la percepción que tienen los colombianos acerca de la industria del petróleo y gas en el país, aplicado por el Centro Nacional de Consultoría (CNC), consultó a más de 2.900 ciudadanos, 240 funcionarios gubernamentales y 140 líderes empresariales del sector de petróleo y gas; y evidenció que, el 92% de los ciudadanos concuerda en que la transición energética necesita tiempo para ser equitativa; y que el respaldo de los colombianos a la industria del petróleo y gas ha alcanzado niveles históricos, en razón a que el 81% de los encuestados considera que este sector es positivo para el país, (con respecto al 78% registrado en el 2022), y el 83% dice que es esencial para financiar programas sociales y proyectos de inversión pública.  

Jaime Arteaga, director de Jaime Arteaga & Asociados, resaltó que “el respaldo de la ciudadanía a la industria del petróleo y gas es el resultado de un diálogo constante sobre el futuro de las exploraciones y la producción de hidrocarburos en el país. Esto ha permitido que los colombianos comprendan mejor la contribución del petróleo y el gas al funcionamiento del Estado y a la inversión social en Colombia».