Categoría: Industria

El sector de generación térmica destaca también que es un aliado para la transición energética justa, segura y gradual; incursionando en proyectos sostenibles e innovadores de generación, y evaluado iniciativas de captura y secuestro de carbono así como tecnologías de hidrógeno verde y azul.

De acuerdo con la Oficina Nacional de Administración Oceánica y Atmosférica (NOAA) y la Oficina de Meteorología de Australia (BOM), la probabilidad de ocurrencia de un fenómeno de El Niño es mayor al 90%. Si bien no se conoce aún su magnitud, la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG) afirmó que el parque térmico está listo para aportar energía firme al Sistema Interconectado Nacional (SIN) para cubrir entre un 55% y  65% del total de la demanda nacional.

En ese sentido, Alejandro Castañeda, director ejecutivo de ANDEG, afirmó que “es oportuno recordar que los colombianos hemos afrontado cuatro eventos de hidrología crítica en los últimos 30 años sin que hayamos tenido un solo minuto de racionamiento de energía, a diferencia de países como Brasil, Ecuador y Venezuela, que han tenido apagones prolongados. 

“De allí la importancia de asegurar el acceso permanente a la compra de los combustibles que necesitan las térmicas para seguir siendo el respaldo del sistema eléctrico de Colombia, para lo cual, con los costos actuales de combustible, se requiere asegurar mensualmente un capital de trabajo entre 1,6 y 1,8 billones de pesos”.

Frente al tema de liquidez del sector, el gremio manifiestó preocupación por lo que definen las resoluciones CREG 101 015/23 (Ampliación, diferimiento, obligaciones ASIC-LAC) y CREG 101 016/23 (Medidas transitorias-mecanismos de cubrimiento MEM), ya que ambas plantean el diferimiento de los pagos de la energía que harían los compradores a través de la Bolsa hasta por 18 meses, medida que compromete la capacidad financiera de las generadoras para adquirir los combustibles y poder cumplir los compromisos que tiene con el Sistema; es por esto que el Gremio viene presentando propuestas de trabajo conjunto con el sector público financiero.

En esta materia es importante tener en cuenta tanto el consumo actual de combustibles de las térmicas como los costos asociados para operar a máxima capacidad. En este sentido las centrales que funcionan con gas requieren aproximadamente 400 GBTU al mes, es decir, el 40% del total nacional.

Para el caso de combustibles líquidos, las plantas del interior pueden llegar a demandar 700 mil barriles por mes, que representan el 17% del total nacional. Y, para las térmicas a carbón, durante una situación de hidrología crítica, se necesitan cerca de 450 mil toneladas al mes, lo que equivale al el 50% del consumo interno. 

Otro tema importante que planteó el ANDEG durante el 10° Foro Energético realizado el 8 de junio, fue la necesidad de un trabajo articulado del Gobierno Nacional y el sector eléctrico en el marco de la Subasta del Cargo por Confiabilidad que aprobó la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), con el fin de generar incentivos para la entrada de nuevas plantas que permitan atender el déficit de energía firme que se proyecta después del periodo 2025-2026. 

En este asunto, ANDEG afirmó que es “muy importante definir oportunamente el tema de las licencias ambientales para los nuevos proyectos y atender efectivamente asuntos como la conflictividad social y los procesos de consulta previa con comunidades, a fin de asegurar calidad, confiabilidad y seguridad en el servicio de energía”.

Aliados para la transición energética justa

Durante el 10° Foro Energético, ANDEG recalcó que el parque térmico es un elemento viabilizador y un aliado para la transición energética justa, gradual y segura, donde el gas y el carbón siguen siendo elementos fundamentales para respaldar la entrada de proyectos de energías renovables.

Como muestra de ello está el primer proyecto híbrido carbón-solar en Colombia, de Termotasajero 2, que fue inaugurado a inicios de este año y que espera proveer energía a 4.000 hogares; el proyecto de Cierre de Ciclo Combinado en Termocandelaria, que permitirá aumentar la capacidad de generación térmica a gas en un 80% con el mismo consumo de combustible, sin aumentar las emisiones de CO2; y la evaluación de otras alternativas orientadas a la eficiencia energética, el uso de hidrógeno azul y verde, así como tecnologías que permitan la captura y el secuestro de carbono. Estos esfuerzos han requerido una inversión de dos billones de pesos en los últimos años.

Así mismo, el sector ha afianzado año tras año su compromiso con avanzar hacia un mercado y una operación cada vez más sostenible en un escenario de carbono neutralidad hacia el 2050. Es así como en 2022 las emisiones de CO2 de las térmicas representó apenas el 2,2% del total nacional. 

En materia social, el año anterior se beneficiaron a 45.000 personas de diferentes comunidades de las áreas de influencia de las empresas afiliadas, a través de diversos proyectos; además, se destinaron $887 millones para la dignificación de la labor minera y se generaron 1.839 empleos directos y 1.389 indirectos. En cuanto a aportes económicos, en 2022 las térmicas entregaron al país $46,6 mil millones por concepto de transferencias y $59 mil millones en impuestos.

Finalmente, el presidente de la Junta Directiva de ANDEG y presidente de Tebsa, Luis Miguel Fernández Zaher, puntualizó en que “es importante reconocer que la generación térmica juega un papel relevante en la confiabilidad de la atención de la demanda de energía del país, especialmente en el marco de la transición energética que debe estar basada en el principio de complementariedad en beneficio del SIN, y contribuye a que Colombia cuente con una de las matrices energéticas que más aportan a la sostenibilidad del planeta, según el informe Trilema de Sostenibilidad Energética del Consejo Mundial de Energía y el Índice de Transición Energética del Foro Económico Mundial».

Un Tribunal Arbitral condenó a CB&I el pago de más de mil millones de dólares a favor de Reficar más los intereses causados desde el 31 de diciembre de 2015.

La Cámara de Comercio Internacional decidió a favor de la Refinería de Cartagena (Reficar), sociedad subordinadade Ecopetrol, en el marco de un proceso arbitral adelantado en contra de Chicago Bridge & Iron Company (CB&I) yCBI Colombiana (colectivamente CB&I), con ocasión de la celebración y ejecución del Contrato EPC (Engineering, Procurement, and Construction Contract) suscrito entre las dos compañías para la ampliación y modernización de larefinería de Cartagena.

El proceso arbitral fue iniciado a través de una solicitud interpuesta por Reficar en marzo de 2016, como resultado de la conducta de CB&I en la planeación y ejecución del Contrato EPC, que tuvo retrasos y sobrecostos en la obra.

La decisión unánime del Tribunal Arbitral confirmó la responsabilidad del contratista CB&I al incumplir susobligaciones en el marco del Contrato EPC.

El Tribunal Arbitral condenó a CB&I al pago de más de un billón de dólares a favor de Reficar más los intereses causados desde el 31 de diciembre de 2015.

Adicionalmente, el tribunal desestimó pretensiones de CB&I por valor aproximado de 400 millones de dólares y ordenó la liquidación del Contrato EPC, tal como lo había solicitado Reficar.

La decisión del Tribunal Arbitral puede estar sujeta a correcciones de forma y aclaraciones a solicitud de las partes, informó Ecopetrol en un comunicado.

La reducción en las reservas de gas natural y la inminente llegada del fenómeno de El Niño preocupan a la industria, pues en caso de escasez del recurso, es el primer sector al que le cortan el suministro.

Industrias intensivas en energía como la siderúrgica, la cementera, la cerámica, la de fertilizantes y la del vidrio, toman decisiones de inversión o ampliación de sus plantas con base en la disponibilidad y los precios de los energéticos. Por eso, les preocupa el reciente informe de reservas de gas natural, declarado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Efectivamente, los 2,8 terapiés cúbicos son las reservas de gas natural más bajas de los últimos 17 años, con una relación reservas/producción de 7,2 años. “El problema es que tenemos reservas para pocos años, y lo que vemos hacia futuro es que no va haber un incremento, porque para aumentar reservas hay que hacer exploración, y si limitamos la exploración no vamos a recuperar reservas. Es un proceso continuo”, señaló Daniel Romero, director de la Cámara de Grandes Consumidores de Energía y Gas de la ANDI.

La Cámara agrupa a 36 empresas con más de 120 plantas a lo largo del país, que consumen alrededor de 205 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd) de gas natural, cerca del 20% del total del consumo nacional y un 70% del consumo total del sector no regulado, que en marzo estuvo en 290 Mpcd.

Cuando una industria tiene un nuevo proyecto piensa en cómo va a ser su suministro de energéticos, que en Colombia son básicamente carbón, gas natural, biomasa y energía eléctrica.

Estas son las cuatro fuentes principales de energía de la industria colombiana, que se distribuyen así: 30% carbón, 30% gas natural, 20% biomasa y 20% electricidad. 

“Por eso es clave el gas natural, porque es la fuente que permite remplazar el carbón, porque aún no tenemos hidrógeno. Si uno quiere lograr la descarbonización, tiene que remplazar el carbón, bien sea por gas o por biomasa, pero si no tiene disponibilidad de ninguno de estos dos, ese es el dilema que tiene la industria”, dice Romero.

Pero además de la disponibilidad del recurso, para las industrias es crítico el tema de las tarifas pues, para algunos sectores, la energía puede pesar hasta el 30% de la estructura de costos.

Y hoy, señala Romero, el costo del gas no es competitivo. En boca de pozo, el millón de BTU está por encima de los 5 dólares, que al sumarle el transporte y la distribución, al industrial le está llegando en promedio a 11 dólares el millón de BTU; mientras que el precio promedio para una industria en los Estados Unidos está entre 4 y 5 dólares millón de BTU.

Esa situación es la que tiene frenada la ampliación o construcción de nuevas plantas en Colombia, y es por lo que, en casos como en el sector de fertilizantes, sale más económico importar los productos que producirlos en el país.

Además de nuevas inversiones también está estancada la transición energética de la industria. “La sustitución de carbón por gas necesita tener reservas y precios competitivos. Yo creo que el país se debe comprometer en eso, porque ahí podemos lograr unas reducciones significativas de costos del sector industrial, donde la única alternativa de corto y mediano plazo es el gas natural, esa es la limitante para el crecimiento del sector industrial, para satisfacer los requerimientos térmicos, que es el 86% del uso que le da la industria a la energía”, dice Romero.

Otra preocupación para el sector es la inminente llegada del fenómeno de El Niño, pues hay que recordar que en caso de estrés del sistema eléctrico y una mayor demanda de gas por parte de las térmicas, a los primeros que les recortan el suministro es a la industria y al sector vehicular. 

“Para la industria es muy importante que el suministro de gas natural no vaya a tener inconvenientes, hay que estar preparados para que las plantas térmicas tengan su abastecimiento de gas importado, que no vayamos a tener ningún inconveniente en el sistema, hay que hacer las pruebas necesarias, para que no pase lo de 2010, que al sector industrial le quitaron el 30% de sus volúmenes de gas contratados en firme”, señala Romero.

Finalmente llama a prevenir ese tipo de recortes, “porque el sector industrial es el que ocupa la gente, pero también por el tema que ellos puedan cumplir con sus compromisos, la industria es la dinamizadora de la economía y no la pueden dejar sin gas.”

Durante 2022, el hurto de energía en Cubdinamarca fue de 230 GWh/año, lo que equivale al consumo mínimo vital de energía eléctrica de Chía, Zipaquirá y Cajicá durante un año, aproximadamente 145.000 hogares.

Enel anunció que en lo corrido de 2023 se han reportado alrededor de 1.250 denuncias por hurto de energía. Esta práctica ilegal se ha identificado en predios comerciales, industriales y algunas zonas residenciales, con modalidades que van desde la alteración de los medidores hasta la conexión directa a los postes de energía para evadir la medición.  

En Bogotá, las pérdidas de cableado, accidentes por electrocución debido a intentos de hurto de fluido eléctrico y caídas del servicio por robo de energía se registran generalmente en localidades como Bosa, Kennedy, Fontibón, Usme, Ciudad Bolívar, Barrios Unidos y Suba.

Por su parte, Cundinamarca registra como los principales municipios afectados por este delito a Soacha, Zipaquirá, Madrid, Funza, Ubaté, Facatativá, Girardot, Flandes, Silvania y Fusagasugá.

La Compañía hizo un llamado a los habitantes de Bogotá y Cundinamarca a reportar este tipo de hechos delictivos que impactan a toda la cadena de usuarios.

Por un lado, las conexiones ilegales desestabilizan el sistema de energía poniendo en riesgo la seguridad de los clientes, quienes pueden experimentar fluctuaciones, incendios en sus domicilios, daños irreversibles en sus electrodomésticos e incluso, incremento en el valor de la factura. Y por el otro, quien comete el hurto pone en riesgo su vida e integridad física, ya que al manipular las redes se expone a recibir descargas eléctricas y a sanciones penales con multas y privación de la libertad hasta por 6 años.

“Desde Enel Colombia buscamos reducir y erradicar el hurto de energía, con el fin de preservar la seguridad de nuestros clientes y de la misma infraestructura. Por eso, hemos acudido ante las autoridades competentes para iniciar acciones legales contra quienes cometen este delito. Solo en 2022 el hurto de energía fue de 230GWh/año, equivalente al consumo mínimo vital de energía eléctrica de Chía, Zipaquirá y Cajicá durante un año, aproximadamente 145.000 hogares”, sostiene Francesco Bertoli, gerente General de Enel Grids en Colombia.

Sentencias por hurto de energía

De las denuncias que ha interpuesto la Compañía, hasta la fecha han fallado 149 sentencias donde se ha establecido que se ha cometido un hurto de fluido eléctrico y se han interpuesto sanciones a quienes lo han cometido.

Actualmente, se encuentran en proceso otras 279 acciones penales interpuestas por Enel Colombia por robo de energía. Es importante destacar que el delito de defraudación de fluidos, como se tipifica en el Código Penal, acarrea multas entre 1,33 a 150 salarios mínimos mensuales legales vigentes y penas establecidas entre los 16 y 72 meses de prisión.

De las sentencias que han fallado, se identificó que una correspondió a una industria de plásticos que estaba conectada directamente a la red. La pena incluyó dos años de prisión para el dueño de dicha fábrica.

La Compañía invita a reportar este tipo de prácticas con el fin de preservar la integridad y seguridad de los ciudadanos, así como el buen funcionamiento y la confiabilidad de la red de energía eléctrica. Las denuncias se pueden realizar a través de la línea telefónica de Enel Colombia: 601 5140000 para Bogotá y Cundinamarca.

Obras por Impuestos es un mecanismo que permite a las empresas destinar parte de su pago de impuesto de renta a la ejecución de proyectos de impacto social en los municipios clasificados como Zonas Más Afectadas por el Conflicto Armado (Zomac).

Más de 475 mil colombianos de diferentes regiones del país se beneficiarán con 27 proyectos que va a ejecutar el Grupo Ecopetrol bajo la modalidad de Obras por Impuestos, los cuales le fueron asignados por la Agencia para la Renovación del Territorio (ART), el Departamento Nacional de Planeación (DNP), y los ministerios de Transporte, Minas y Energía, y Educación Nacional.

Las iniciativas comprenden la mejora, pavimentación y mantenimiento de 51,5 kilómetros de vías terciarias y urbanas; la dotación para más de 660 sedes educativas con mobiliario, tecnología digital y fortalecimiento cultural y recreativo; la dotación de 10 Centros de Desarrollo Infantil -CDIS- operados por el ICBF; y la instalación de 317 celdas solares fotovoltaicas para comunidades rurales y 36 sistemas de energía renovable para instituciones educativas.

Las obras serán ejecutadas en los departamentos de Antioquia, Arauca, Bolívar, Boyacá, Casanare, Cesar, La Guajira, Meta, Putumayo, Santander, Sucre, Tolima y Valle del Cauca.

Este año se destaca la participación de las filiales del Grupo Ecopetrol. De 27 proyectos aprobados 15 serán ejecutados por Hocol; 6 por Ecopetrol S.A.; 3 por Cenit, y 1 por cada una de las filiales Oleoducto Bicentenario, ISA y Esenttia.

Proyectos de transición energética:

• Construcción de soluciones solares fotovoltaicas para comunidades rurales en Maicao (La Guajira).
• Diseño e implementación de sistemas de energía renovable para instituciones educativas rurales en el Valle del Guamuez (Putumayo).

Proyectos de infraestructura vial:

• Mejoramiento vía Antigua, Marginal de la Selva y vía Arauquita (Arauca).
• Construcción de placa huella y obras en Labranzagrande (Boyacá).
• Pavimentación, mejora o mantenimiento de tramos en los municipios de Lérida, Prado y Vendillo (Tolima); Yotoco y Buenaventura (Valle del Cauca), y Ovejas (Sucre)

Educación:

• Dotación básica de establecimientos educativos en el Sur de Bolívar y Montes de María (Bolívar).
• Dotación tecnológica en sedes educativas del municipio de Paz de Ariporo (Arauca).
• Dotación de mobiliario para las instituciones educativas del municipio de Curumaní (Cesar), Yotoco (Valle del Cauca) y Bolívar (Santander).
• Dotación de computadores, fortalecimiento de actividad artística, cultural o deportiva en sedes educativas de Lérida, Venadillo, Casabianca y Cajamarca (Tolima).
• Entrega de utensilios y equipos de cocina en instituciones educativas oficiales del municipio de Cajamarca (Tolima).
• Fortalecimiento de infraestructura educativa en instituciones de San Onofre (Sucre).
• Implementación de tecnologías digitales en instituciones educativas de Dabeiba, Mutatá, Murindó y Vigía del Fuerte, en la región Occidente y Urabá (Antioquia).
• Dotación a Centros Desarrollo Infantil del ICBF en el departamento del Meta.

A la fecha 1’442.000 colombianos se han beneficiado con los 39 proyectos que el Grupo Ecopetrol ha ejecutado en 14 departamentos del país; en el 2023 se entregarán 6 más, el próximo año 29 y en el 2025 se entregarán los 12 restantes. Estas iniciativas contribuyen a la atención de necesidades de la población más vulnerable y apoyan la consolidación de la paz total en los territorios.

“Con esta nueva asignación avanzamos de la mano del Gobierno Nacional en la generación de bienestar para los colombianos. Este año se atienden necesidades en infraestructura vial, educación y transición energética, lo que nos permitirá llegar a las comunidades con energías limpias y sostenibles, y a la vez aportar al objetivo de acelerar la transición energética y la construcción de la paz territorial”, señaló Ricardo Roa, presidente de Grupo Ecopetrol.

Javier Lastra Fuscaldo, gerente General de Afinia, filial del Grupo EPM, participó en la sesión de la Comisión Quinta de la Cámara de Representantes, donde explicó sobre la cartera adquirida por la compañía correspondiente al antiguo operador Electricaribe y el impacto de la tarifa de energía.  

Sobre la cartera adquirida por la compañía durante el proceso de negociación del Grupo EPM para entrar a operar en el territorio, Lastra destacó que Afinia es de economía mixta, cuyo mayor accionista es del sector público, por lo cual, la Ley 142 no permite que hagan condonaciones en el servicio de energía.

“Se puede revisar la implantación de medidas transitorias, por una única vez, en donde se permita con un soporte legal hacer una condonación de un porcentaje hasta del 70% y que el otro 30% se pueda cruzar con un impuesto”, manifestó Lastra Fuscaldo.

Indicó el gerente General que esta opción podría surgir como una iniciativa entre el Congreso de la República y el Gobierno para dar solución al tema de la cartera, que en muchos casos es un monto importante en la factura de los clientes.

Al respecto de las tarifas de energía, explicó cómo afectan a los usuarios, frente a lo cual, Afinia sigue proponiendo alternativas que alivien el bolsillo de los clientes de la región.

Así mismo, sostuvo que las inversiones que desarrolla la compañía han sido cuantiosas y no se financian con el cobro de la tarifa, sino con préstamos de EPM, bancos y entidades de cara a seguir mejorando la calidad del servicio que reciben los clientes, quienes hoy disfrutan de más horas continuas de energía.

“Tenemos dos días menos de interrupciones en promedio por cliente al año, desde que entramos a operar y esto es producto de las inversiones que hacemos. Al día de hoy, Afinia ha invertido más de lo que invirtió en los últimos 10 años el antiguo operador con una cifra cercana a 1,4 billones de pesos”, puntualizó Lastra Fuscaldo. 

El pozo exploratorio Tinamú-1 está ubicado en el bloque CPO 9, en el que Ecopetrol es el operador con una participación del 55% y Repsol es socio, con el 45%. Durante las pruebas iniciales se produjeron 7.329 barriles de crudo de 16° API.

Ecopetrol y Repsol informaron que el pozo exploratorio Tinamú-1, ubicado en el municipio de Castilla La Nueva (Meta), confirmó la presencia de crudo pesado (16°API), el cual es característico de esta zona productora de hidrocarburos de Colombia.

El hallazgo está ubicado en el bloque CPO 9, donde Ecopetrol es operador y cuenta con una participación del 55% y Repsol es socio con el 45%

El pozo mediante el cual se realizó el descubrimiento alcanzó una profundidad total de 7.832 pies (aproximadamente 2,4 km.) y probó hidrocarburos en la formación operativa K1, a una profundidad de 7.500 pies (aproximadamente 2,2 km.) desde la superficie.

En desarrollo de las pruebas iniciales se produjeron un total de 7.329 barriles de crudo con un corte de agua de 1%. Las empresas presentarán un plan de evaluación ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), luego de lo cual se iniciará una fase de pruebas extensas con el fin de determinar el potencial y el tamaño del nuevo yacimiento.

Este pozo tiene una ubicación estratégica porque se encuentra cerca a los campos de Ecopetrol: Castilla y Chichimene en el departamento del Meta, de donde se extrae gran parte de la producción de petróleo de Colombia. Esta característica permite aprovechar la infraestructura petrolera existente en la zona para facilitar el futuro desarrollo del descubrimiento.

Hoy el valor del kilovatio hora está en $800 y el precio de escasez está $1.200. El precio de escasez refleja el mayor costo de los combustibles, pero asegura que todos los generadores entreguen energía hasta ese precio, gracias al cargo por confiabilidad.

En momentos de baja hidrología, cuando ocurre un Fenómeno de El Niño como el que se espera que llegue en el segundo semestre del año, el sistema eléctrico se estresa y la generación térmica entra a operar a plena capacidad. Esta tiene una ventaja, que puede entregar energía permanente alrededor del 90% de su capacidad. La desventaja está en que esta electricidad sale más costosa por el valor de los combustibles: carbón, gas natural y líquidos.

Hoy, el valor del kilovatio hora está en $800 y el precio de escasez está $1.200. El precio de escasez refleja el mayor costo de los combustibles, pero asegura que todos los generadores entreguen energía hasta ese precio, gracias al cargo por confiabilidad y que sería el techo del precio al usuario final, aunque el precio en la bolsa puede seguir subiendo.

En ese escenario, entra a operar toda la capacidad térmica. Hoy el parque térmico consume entre 150 y 180 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) de gas natural nacional, para generar entre el 25% y el 30% de la demanda de energía del país; pero en caso de Niño se requerirán unos 600 MPCD, de los cuales 400 serían importados a través de la planta de SPEC, en Cartagena, para cubrir una demanda del país entre el 40% y el 45%.

Es en ese momento en que la tarifa sube hasta el tope del precio de escasez, por el mayor costo de los combustibles para generar. De acuerdo con la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), hace tres años el precio de la tonelada de carbón térmico estaba en $150.000 la tonelada y hoy ronda los $400.000. Por su parte, el gas natural nacional se ha negociado en contratos entre 6 y 7 dólares el millón de BTU, pero el gas importado llegaría entre 15 y 20 dólares el millón de BTU.

De hecho, Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de ANDEG anunció en el Congreso de Naturgas, en Barranquilla, que a finales de mayo y comienzos de junio estarían llegando al país tres buques de gas natural licuado (GNL), para tener combustible para las plantas de la costa. 

Exposición a bolsa y mantenimientos

Castañeda advierte que, si bien el usuario final no verá una tarifa superior al precio de escasez, debe haber una responsabilidad del lado de las comercializadoras y distribuidoras, que se hayan cubierto con contratos de largo plazo, para que la demanda no se vaya a ver afectada.

“Hoy tenemos empresas con una exposición a bolsa superior al 30%, y en eso le hemos insistido al Gobierno, pues cinco de la siete distribuidoras más expuestas son de la Nación. El mensaje es que salgan a contratarse para que no tengan exposición a los precios de bolsa”, dice Castañeda.

Ante un eventual fenómeno de El Niño se confirmaría una vez más que la generación térmica es la que le da firmeza al sistema eléctrico nacional, y que la intención del gobierno de ir marchitando la generación con combustibles fósiles no es posible en el corto tiempo.

En ese sentido, hay que ver la experiencia reciente de otros países. Los europeos tuvieron que reactivar sus plantas a carbón porque no tenían disponibilidad de gas, a raíz del bloqueo ruso, y están incluso pensando en retomar la generación nuclear.

“El mensaje es: para tener generación con renovables necesito un respaldo y ese respaldo me lo da la térmica, entonces el que me da la confiabilidad es el parque térmico, que es un apalancador de la entrada de las renovables”, dice Castañeda.

Agregó que en coordinación con XM las plantas térmicas van a adelantar mantenimientos programados para estar listas a finales de año. Entre los mantenimientos grandes están el de Termoflores en Barranquilla, y Termocandelaria en Cartagena, que comenzó pruebas el pasado 25 de mayo.

Finalmente, Castañeda se refirió a la cancelación del proyecto de generación eólica Windpeshi en La Guajira, por parte de Enel Green Power.

“Es lamentable que un proyecto de esta envergadura tome la decisión de no seguir adelante por un tema de conflictividad social en la región. El dato que dio la empresa es que solo podía trabajar la mitad de los 365 días del año, entonces es un mal mensaje. Al gobierno anterior y a este les hemos dicho que es necesario un acompañamiento y trabajar todos unidos para sacar adelante los proyectos de las subastas de 2019, tanto la de cargo por confiablidad como la de contratos de largo plazo”, dijo el dirigente gremial. 

El gremio hizo el llamado al Gobierno, frente a la disminución en el nivel de reservas de gas y el mantenimiento en las de crudo en 2022, donde se reflejó la caída en las incorporaciones de ambos hidrocarburos.

La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol) señaló que “es necesario concretar políticas de desarrollo de nuevos contratos de exploración y producción, paralelas a un incremento de los esfuerzos por buscar viabilizar los contratos actuales, en pro de incrementar las reservas que permitan mantener la operación de un sector que, por más de 100 años, ha contribuido al crecimiento y al desarrollo de la economía colombiana.” 

La declaración la hizo el gremio despues de conocerse el más reciente Informe de Reservas y Recursos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) con corte a diciembre de 2022, en la cual la relación Reservas Probadas / Producción (R/P) fue de 7,5 años en petróleo y de 7,2 años en gas. 

En ambos casos hubo una disminución respecto a las cifras de 2021, de 7,6 años de petróleo y 8,0 años de gas (-0,5% y -10,0%, respectivamente), donde se evidencia la pérdida de cerca de un año en la autosuficiencia en gas. Con este escenario, el país tiene autosuficiencia en ambos hidrocarburos hasta el 2029.

Las reservas probadas de petróleo (1P) llegaron a los 2.074 millones de barriles (Mbl), un 1,7% superior a los 2.039 Mbl reportados en 2021 (en 2021 la variación fue del 12,3%), lo cual representó un incremento de 35 millones de barriles (en 2021 el incremento fue de 223 millones de barriles).

Este nivel de reservas de petróleo es la cifra más alta de los últimos años, desde los 2.308 Mbl reportados de 2014, aunque hay que señalar que las reservas son una estimación económica. En 2022 el precio promedio del barril Brent estuvo en 100,9 dólares y para este año se estima en 70,9 dólares el barril.

Reservas de gas natural

En cuanto a las reservas probadas de gas natural (1P) estas llegaron a los 2.817 Giga pies cúbicos (Gpc), un 11,0% inferior a los 3.164 Gpc reportados en 2021 (en 2021 la variación fue del 7%), lo cual representó una disminución de 347 Giga pies cúbicos (en 2021 el incremento fue de 215 Gpc). Este nivel de reservas de gas es la cifra más baja desde 2007.

La incorporación total anual de gas alcanzó en 2022 los 45 Gpc, una caída del -92,6% respecto al 2021, donde se incorporaron 610 Gpc, resultando así en una incorporación del 7,4% de la lograda el año anterior. En 2022  se logró reponer el 11,5% de lo consumido, mientras en 2021 se repuso un 54,4% más de lo consumido (154,4%).

Las nuevas incorporaciones de gas alcanzaron los 36 Gpc en 2022, lo cual representó una caída de 44 Gpc (-55%) respecto a las nuevas incorporaciones de 2021, que alcanzaron los 80 Gpc. La cifra mantiene la tendencia de los últimos cinco años, con un promedio de 33,6 Gpc.

Con base en el informe presentado por la ANH, Campetrol hace un llamado al Gobierno Nacional para que tome decisiones que logren asegurar la autosuficiencia energética y fiscal más allá del 2029. 

“Colombia es un país que requiere de un mayor crecimiento económico, superior al 5% sostenido anual para sacar definitivamente de la pobreza monetaria al 39,3% de la población, ello conllevará a un incremento en el consumo de energía. Esto solamente se logrará con una economía fuerte, con todos sus sectores creciendo a su potencial, entre ellos el de hidrocarburos, el cual, en promedio anual entre 2012 y 2022 representó el 42% del total de exportaciones, el 22% de la IED, el 9% de los ingresos del Gobierno Nacional Central, el 5,3% del PIB y el 80% de la generación de recursos de regalías”, indicó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol.

Agregó que avanzar en la transición energética y en la diversificación productiva del país es un compromiso del Gobierno Nacional y del sector privado, sin embargo, esta requiere que las empresas de la industria de petróleo, gas y energía puedan adelantar las inversiones de la transición en un marco de crecimiento e impulso a la actividad, basado en nuevos contratos para así incrementar la seguridad energética, pues esta industria se piensa y se planea para mediano y largo plazo. 

“Los esfuerzos por desarrollar el potencial gasífero del Caribe offshore, con asociaciones entre Ecopetrol y compañías privadas, son una muestra del interés por buscar incrementar estos niveles de reservas y son este tipo de alianzas las que se deben lograr en pro de la seguridad energética”, dijo Castañeda.

«Desde Campetrol reiteramos la importancia del petróleo, el gas y la energía en la generación de bienestar, desarrollo económico, encadenamientos productivos, mano de obra local y soberanía energética, por lo cual, invitamos a seguir trabajando juntos: Gobierno, Industria y Territorio para continuar aportando a las finanzas públicas y la transición energética ordenada y justa, y hacemos un llamado a impulsar una política pública que conlleve a incrementar nuestras reservas y la seguridad energética del país», concluyó Nelson Castañeda.

Las agencias meteorológicas internacionales coinciden en que para finales de 2023 hay una alta probabilidad de que se presente un Fenómeno de El Niño, lo que pondrá a prueba el sistema energético colombiano.

A mediados de mayo, la demanda de energía en Colombia era de 220 gigavatios (GW) hora/día y, en caso de que se presente un Fenómeno de El Niño, el parque térmico está en capacidad de aportar la mitad de esa demanda: 110 GW hora/día en obligaciones de energía firme.

Así lo señaló Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), que agremia a la mayoría de generadoras térmicas del país.

El panorama para enfrentar El Niño es el siguiente: La capacidad instalada total del país es de 18.993 megavatios (MW), de los cuales 12.584 MW son hidroeléctricas, que han venido generando en los dos últimos años entre el 80 y el 85% de la energía que requiere el país.

Por su parte, el parque térmico cuenta con una capacidad instalada de 5.811 MW, de los cuales 2.700 MW son a carbón, 1.800 MW son las térmicas de la costa Caribe que están respaldadas con la planta de regasificación de Cartagena, y que eventualmente pueden operar con gas importado; los restantes 1.322 MW son las plantas del interior, que están respaldadas con contratos de gas nacional.

Castañeda asegura que todas las plantas térmicas están listas para operar, pues en estos años de alta pluviosidad, aprovecharon para hacer los mantenimientos, las ampliaciones y la modernización de equipos, y cuentan con los contratos de combustibles que las respaldan.

Si bien, en esta ocasión el país está mejor preparado que hace ocho años para enfrentar el Fenómeno de El Niño, cuando la planta de regasificación no estaba lista, un tribunal ordenó el cierre de El Quimbo y se presentaron fallas en otras hidroeléctricas; lo cierto es que ahora, en 2023, no se contará con la energía de las renovables, pues los proyectos tanto de generación como de transmisión están retrasados por temas de licenciamiento ambiental y conflicto con las comunidades. Solo por mencionar un caso, con el retraso de Colectora se dejan de conectar a la red 1.500 MW de energía eólica de La Guajira.

El mayor problema del sistema eléctrico

Justamente, para Castañeda, el mayor problema hoy del sistema eléctrico del país es el retraso de los proyectos por la conflictividad social, especialmente en la Guajira y el resto de la costa.

“Hacer un proyecto de transmisión o de generación en el país se volvió un problema”, dice y agrega: “Colectora, que es un activo de conexión, arrancó con consultas previas a 90 comunidades, hoy lleva ejecutadas 120 y le faltan unas 13 por realizar. La Guajira se volvió un territorio muy complejo de manejar, pues la expectativa de la gente es que las empresas le solucionen todos los problemas y las empresas no están para eso, para eso está el Estado. Hay una ausencia total del Estado en La Guajira, y cada vez es más complejo sacar los proyectos adelante, pero también hemos tenido problemas en el interior y en la región Caribe, Termocandelaria, por ejemplo, ha tenido problemas por bloqueos a la entrada de la planta en Mamonal.

“Pasamos de plazos de ejecución de 3, 4, 5 años a 10, 12 años. Entonces cuando los proyectos llegan cinco años después, el sistema ya está subdimensionado, se quedó corto frente a las necesidades de la demanda. Es un tema que le venimos tocando al Gobierno desde el comienzo, lamentablemente no hemos tenido la respuesta o la efectividad por parte de ellos para sacar adelante estos proyectos. Yo creo que el Gobierno se ha quedado corto en facilitar la entrada de los proyectos, y es lamentable, porque una oportunidad que tiene La Guajira de arrancar una transición y migrar a energías renovables, al final del día terminaremos haciendo muy poco de lo que se tenía planeado.”

Y las cifras así lo confirman: En 2021 entraron 81 MW de los 1.100 MW que se esperaban en renovables, y el año pasado se esperaban 1.200 MW y entraron 200 MW. “Yo creo que ahí el Gobierno se ha quedado corto en ese acompañamiento y seguimiento a los proyectos. Ellos escuchan, entienden la problemática, pero uno no ve acciones para destrabar esos proyectos o apoyar el tema con las comunidades”, señala Castañeda.

El dirigente gremial agrega que a esto se agrega la incertidumbre que pesa sobre el proyecto de Hidroituango, pues no se tiene certeza si las unidades 3 y 4 puedan entrar a operar este año, aunque el gerente de EPM anunció el pasado 18 de mayo que entrarían en noviembre próximo.

Problemas con el suministro de combustibles

Pero, si bien en la parte técnica las térmicas están listas para entrar en operación plena, a Castañeda le preocupa el suministro de combustibles por temas de orden público y cierre de minas.

A comienzos de mayo fueron quemados cinco camiones en Norte de Santander, a raíz de lo cual los transportadores se niegan a entrar a la región del Catatumbo para cargar carbón con destino a Termotasajero.

En el interior, en Boyacá, la Agencia Nacional de Minería ha cerrado algunas minas por diferentes temas. El llamado que hace ANDEG es que apenas cumplan con los requerimientos las minas puedan ser abiertas en el menor tiempo, con el fin de atender el suministro a las térmicas.

Otra preocupación de ANDEG es la eventual subida de los precios de la energía por mayores costos en la generación durante El Niño, aunque reconoce que el impacto dependerá de qué tan expuestos están los agentes a los precios de bolsa.

“Del lado de los industriales, la cobertura es del 90-92%, quiere decir que están bien cubiertos y cualquier variación de bolsa va a pesar únicamente al 10% frente a la generación total.

“Del lado de la demanda, hay siete empresas distribuidoras que tienen una exposición a bolsa entre el 40 y el 65%, de esas, cuatro son de la Nación (Huila, Nariño, Caquetá y Pacífico). El mensaje al Gobierno es: ojo con esas empresas porque los precios de la energía pueden subir demasiado en esas regiones”, dice Castañeda.

Cuánto cuesta remplazar las térmicas

El Gobierno, en su narrativa anti fósiles, ha expresado su deseo de remplazar las plantas térmicas. Un estudio de Fedesarrollo, liderado por Juan Benavides, muestra en primera instancia que este cambio no se puede hacer uno a uno, pues entra a jugar el factor de energía media, es decir, cuánto tiempo es capaz de entregar energía cada fuente.

Así, para remplazar los 5.800 MW térmicos, que es capaz de entregar energía el 90% del tiempo, se requeriría instalar cuatro veces esa capacidad en parques eólicos, pues esta tecnología solo puede aportar energía entre el 25 y el 30% del tiempo. En el caso de la solar, se requeriría entre 6 y 7 veces de mayor capacidad, pues el factor de entrega de esta tecnología es de solo el 15%.

Así, Fedesarrollo concluye que remplazar todo el parque térmico por renovables le costaría al país 168 billones de pesos. Por su parte, cálculos de ANDEG señalan que remplazar solo las térmicas a carbón costaría 40 billones de pesos, o sea dos reformas tributarias.

“Ahí se ve que no es todo o nada, uno necesita tener complementariedad en las fuentes, no es complementariedad de las hidroeléctricas con fuentes intermitentes como las renovables, porque el agua también es intermitente. Siempre se necesita en un sistema tener firmeza, que por ahora la dan los combustibles”, dice Castañeda.

Foro Energético

Justamente, para analizar el complejo sector energético colombiano y el entorno que lo rodea, ANDEG realizará el 10º Foro Energético el próximo 8 de junio en Bogotá.

El primero de los temas que tocará será una revisión al recién aprobado Plan Nacional de Desarrollo, en un panel con economistas. El segundo será el tema obligado de la transición energética, donde se hará un examen de lo que el país puede hacer en esta materia y aprovechar la experiencia internacional, especialmente lo que pasó en Europa con la escasez de energía y el alza de tarifas, a raíz del cierre de sus plantas térmicas.

En la jornada de la tarde se tocarán los temas de sostenibilidad, para darle una mirada a lo que están haciendo las empresas del sector, especialmente en la hibidración de generación con fuentes renovables como la solar y en la captura y compensación de CO2. Finalmente, se dará un espacio a los desarrollos tecnológicos, tanto en generación como en captura de CO2.