Categoría: Industria

Del amago que sigue sin disiparse de un apagón financiero de las empresas pasamos a un apagón regulatorio por cuenta de la inoperancia de la CREG.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

El 2023 inició con el desconcierto y el desencanto de los usuarios del servicio de energía, particularmente los de la región Caribe, después del fiasco que significó el publicitado Pacto por la Justicia tarifaria anunciado y propiciado por la entonces ministra de Minas y Energía Irene Vélez en octubre del año pasado entre el Gobierno y las empresas prestadoras del servicio, como respuesta al reclamo y a las protestas por las desmesuradas alzas tarifarias.

Después de incrementos del 24% en promedio nacional y más del 40% en la región Caribe, la baja prometida en las tarifas con el tal Pacto no superó el 4%. Fue un verdadero parto de los montes. Y al final, al cierre del año anterior el alza desmesurada de las tarifas registró un 22,4%, promedio nacional y por encima del 30% en la región Caribe. Muy por encima, por lo demás de la inflación global del 13,1%, la mayor en 23 años.

El alza en las tarifas no fue mayor por la aplicación de la opción tarifaria, que no las congela sino que difiere los incrementos, convirtiéndose en una bola de nieve que creció hasta superar los $5 billones la deuda de los usuarios con las empresas, abocando a estas a un problema de flujo de caja que sigue amenazando su sostenibilidad financiera.

La situación se tornó aún más grave a consecuencia de la deuda insoluta del Estado con las electrificadoras por concepto de subsidios reconocidos y aplicados a los estratos 1, 2 y 3 por una cuantía de $2,3 billones más.

Ello llevó a XM, la empresa que opera el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y administra el mercado mayorista, en octubre de este año a alertar sobre el riesgo de un efecto dominó que podía derivar en una falla sistémica que podría comprometer la prestación del servicio.

De hecho, Air-e llegó a notificar a las generadoras de su imposibilidad de pagar la energía contratada, declarándose insolvente, lo cual podía llevar a una limitación de suministro, lo cual conllevaba su intervención por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, por ser ello una causal de la misma.

Le tocó al nuevo ministro de Minas y Energía Omar Andrés Camacho salir en volandas a expedir la Resolución 40611 del 11 de octubre para evitarlo, al tiempo que se autorizó una línea de crédito de $1 billón en FINDETER para solventar a dichas empresas. Cifra que resulta insuficiente para desactivar esta bomba de tiempo.

Las tarifas siguen al alza, empujadas en gran medida por la espiral alcista de los precios en Bolsa, que llegó a superar el 21 de octubre el precio marginal de escasez ($1.530.56/KWH) estimulada por el máximo grado de estrés en que está el sistema, debido al reducido margen de maniobra del SIN, toda vez que mientras la demanda oscila alrededor de 222 GWHD, la oferta a duras penas llega a los 240GWHD, es decir que estamos a ras con bola. Ello obedece fundamentalmente al rezago en la ejecución y entrada en operación de importantes proyectos de generación, empezando por Hidroituango, que ha debido entrar en 2018 y a la fecha solo están operando 4 de las 8 unidades del mismo. Para no hablar de los 16 parques eólicos de La Guajira, que ya deberían estar operando y hasta ahora ninguno de ellos, con capacidad de 2.525 MW, ha entrado en operación.

Y como es apenas obvio el aumento de los precios en Bolsa termina por impactar la tarifa al usuario, en mayor o menor medida, según el grado de exposición que tenga la empresa prestadora del servicio en Bolsa y de contera, a la postre, el mayor precio en Bolsa terminará por afectar los precios transados en los contratos bilaterales de largo plazo cuando estos llegan a su fin y tendrán que renovarse.

La escalada alcista de las tarifas no se detiene, alcanzando un incremento en el caso de los usuarios de Air-e, a guisa de ejemplo, del 31% entre enero y octubre frente a una inflación global de 10,48% para el. Ismo periodo.

Y hablando de atrasos de proyectos, también hay notorios retrasos en la ejecución de proyectos de transmisión, al punto que, según lo informado por XM, debido al congestionamiento de las redes y a la sobrecarga de las mismas, no están en capacidad de transportar la energía suficiente para satisfacer el mercado del Caribe y por ello reportó que desde hace varios meses se ha venido registrando “demanda no atendida”, que es como llama XM, eufemísticamente, el racionamiento en la prestación del servicio de energía.

Y para rematar, del amago que sigue sin disiparse de un apagón financiero de las empresas pasamos a un apagón regulatorio por cuenta de la inoperancia de la CREG. Esta pasó de su desmantelamiento a consecuencia de la declaratoria de la nulidad decretada por el Consejo de Estado de los nombramientos de los expertos comisionados por parte del anterior gobierno por no reunir la calidad de tales, a su interinidad al no nombrar sus reemplazos en propiedad sino en calidad de encargados y cuando se les terminó el encargo quedó sin el quorum necesario para tomar decisiones y al final, con el retiro de su director José Fernando Prada por tiempo cumplido de su periodo en la CREG ésta quedó al garete.

Finalmente, ante el requerimiento de la Procuraduría y la presión de las empresas del sector, se vieron compelidos y precisados a nombrar 4 de los 6 expertos comisionados, pero solo uno de ellos en propiedad, actuándose por parte del Gobierno nacional con negligencia y contumacia en desmedro de la institucionalidad.

La CREG no avanza, retornó a la interinidad que ya creíamos superada. Y mientras tanto se han venido represando decisiones que solo la Comisión puede tomar, porque son de su competencia, para frenar el alza excesiva en las tarifas de energía que paga el usuario final, que es el paganini de este despiporre.

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

La empresa mantendrá sus niveles de producción entre 725 mil y 730 mil barriles equivalentes por día, y el 42 % de los recursos se destinarán a proyectos de transición energética, soluciones de bajas emisiones y abastecimiento de gas natural.

La Junta Directiva de Ecopetrol aprobó el Plan de Inversiones 2024 por un monto que oscila entre 23 y 27 billones de pesos, en el marco de su Estrategia 2040.

La empresa destinará alrededor de 19,3 billones de pesos para mantener los actuales niveles de producción entre 725 y 730 mil barriles equivalentes por día, un promedio de carga en las refinerías entre 420 y 430 mil barriles por día, y más de un millón de barriles transportados diariamente.

Se tiene previsto invertir más del 42% del plan en proyectos de transición energética, a través de los negocios de soluciones de bajas emisiones, abastecimiento de gas natural, descarbonización, transmisión eléctrica y vías.

Cerca de 3,7 billones de pesos se destinarán a proyectos y actividades de SosTECnibilidad, principalmente en las áreas de desarrollo territorial, cambio climático, ciencia, tecnología e innovación.

De acuerdo con el Plan, en los próximos tres años el Grupo Ecopetrol generará más de 7 billones de pesos en eficiencias comerciales, ahorros y control del gasto. Asimismo, en 2024 se asegurarán retornos competitivos con precios de Brent de US$ 75 por barril, con un ROACE alrededor del 9%, un margen EBITDA aproximado de 38% y transferencias a la Nación superiores a 38 billones de pesos.

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.