Categoría: Industria

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.

Como resultado del aumento de los costos salariales, se recortarían alrededor de 450 mil empleos formales entre tres y cuatro años, en un escenario de medio impacto.

Frente a la radicación de la Reforma Laboral en el Congreso, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), que representa a 162 empresas de la industria, invitó al Congreso de La República a proteger el empleo, la formalización laboral y la creación de nuevas oportunidades de trabajo en las diferentes regiones del país.

“Como gremio, vemos con preocupación los datos técnicos emitidos por el Grupo de Análisis del Mercado Laboral (GAMLA) del Banco de la República, en su estudio titulado “Estabilidad en el mercado laboral y análisis cuantitativo de algunos impactos del proyecto de ley de reforma laboral – Reporte de Mercado Laboral”, el cual señala que: El incremento en el costo laboral promedio oscilaría entre 3,2% en un escenario de bajo impacto y 10,7% en uno de alto, disminuyendo en este sentido el interés de las empresas en generar oportunidades de empleo formal, por ende, mayor informalidad”, señala el gremio en un comunicado.

Como resultado del aumento de los costos salariales, se recortarían alrededor de 450 mil empleos formales entre tres y cuatro años, en un escenario de medio impacto. En ese sentido, se estima que se generaría una reducción de 2,1% de la tasa de formalidad, como respuesta estimada ante los altos costos de vinculación.

“Desde la Cámara, confiamos en las decisiones del legislativo que conlleven a una reforma equilibrada, que promueva la formalidad y la creación de nuevos empleos, al tiempo que promueva una mayor competitividad del país. Es importante recordar que actualmente, según el DANE, con corte a marzo de 2023, la cifra de desempleo es del 10% a nivel nacional y la informalidad alcanzó el 58,2%”, agrega Campetrol.

Y concluye que “los más de 100 mil colaboradores directos y 550 mil indirectos de la industria confiamos en que el Legislativo tomará las mejores decisiones en el curso de esta reforma para que se garantice el empleo digno y las oportunidades de crecimiento para todos los colombianos.”

El Fenómeno de El Niño podría afectar hasta el 50% del país. Entre las zonas con mayor riesgo están la Región Caribe y la Región Andina. La gran mayoría de hidroeléctricas de Colombia están ubicadas en zonas vulnerables.

Ante el más reciente informe del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM) sobre la ocurrencia de El Fenómeno del Niño, por el avanzado desarrollo de ciclo ENOS, Colombia tiene una probabilidad de enfrentarlo en un 62%, y posiblemente inicie en el segundo semestre de 2023.

Por eso, la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP) le hacen un llamado a las autoridades nacionales y departamentales para que realicen un monitoreo continuo y así poder implementar alternativas de generación.

El director Ejecutivo de la ACGGP, Flóver Rodríguez, explicó que hay zonas en el país con mayor afectación durante este fenómeno, esto se debe a la ubicación geográfica de las regiones y a la baja intensidad con la que fluyen los vientos alisios (vientos que soplan de manera regular de este a oeste), los cuales se encargan de llevar humedad a la región.

“El Niño afectaría el 50% del país. Entre las zonas más propensas a sufrir los efectos están las Regiones Caribe (7 departamentos) y Andina (10 departamentos). En el caso de la Región Pacífica (4 departamentos), se reduciría el impacto a la mitad, sin embargo, es una zona significativa”, aseguró Rodríguez.

Alto riesgo para las hidroeléctricas

La generación de energía eléctrica en Colombia se basa principalmente en el funcionamiento de más de 140 hidroeléctricas, representando más del 70% de la capacidad de generación total del país, la gran mayoría de plantas están ubicadas en la Región Andina.

Un ejemplo claro son las afectaciones en el río Sinú (fuente hídrica que abastece la Represa Urrá I, en Córdoba) que para el 2019 registró los niveles hídricos

más bajos en los últimos 20 años, a causa de la disminución de las lluvias en el departamento. Urrá cuenta con una capacidad de 340 MW.

Además, Rodríguez explicó que se le debe prestar atención a los embalses de Antioquia, ya que para 2020 Peñol-Guatapé, que se surte del río Nare, tuvo caudales hasta de un 35 % por debajo del promedio, según cifras del IDEAM. Cabe señalar que el río Nare tuvo serias implicaciones en El Niño del 2015 y esta fuente hídrica abastece las centrales hidroeléctricas Playas y Juaguas.

“Históricamente hemos tenido lecciones con las sequías que ha enfrentado nuestro país, en el 2015 cerca de 130 municipios de Colombia tuvieron que racionalizar agua,” agregó Rodrígez.

El precio de la energía aumentaría

En 2015, a pesar de que las centrales termoeléctricas estaban pensadas para suplir los excesos de demanda y apoyar la producción durante largas e intensas sequías, Colombia vivió meses de incertidumbre en torno a la producción energética y tuvo incrementos tarifarios de entre $400 y $4.000.

El año pasado, en varias ciudades se registraron incrementos en las tarifas de energía en diciembre, el promedio del kilovatio vendido en el país fue de $779. Con el posible déficit de las hidroeléctricas habrá un aumento en las facturas de energía.

Recomendaciones

La ACGGP hace un llamado al Gobierno Nacional, autoridades gubernamentales y entidades de atención del riesgo para que desde ya realicen un monitoreo periódico a las principales cuencas hidrográficas del país: el río Cauca y el río Magdalena.

Así como identificar a tiempo la disminución de caudales que pueda impactar de manera negativa los embalses de las hidroeléctricas.

El gremio recomienda garantizar la disponibilidad de combustibles para las termoeléctricas, carbón y gas, que son el respaldo del sistema eléctrico nacional.

Voceros del sector energético colombiano comenzaron a encender las alarmas sobre el futuro de este importante renglón de la economía.

Los llamados al Gobierno se hicieron en el 15º Congreso de Energía que organizó el pasado 11 de abril la Asociación Colombiana de Energía Eléctrica (Acolgen).

El exministro Mauricio Cárdenas llamó la atención sobre los costos y los riesgos para el país de una transición energética acelerada y orientada más por temas ideológicos que técnicos.

Cárdenas comenzó por señalar que Colombia no es parte del problema climático mundial y menos su matriz energética, que en más del 75% es limpia; sin embargo, el país se ha embarcado en unos compromisos internacionales de reducción de emisiones demasiado ambiciosos y sin tener en cuenta los costos y los riegos que esto representa para las finanzas públicas y la seguridad energética.

Se estima que para lograr la ambiciosa meta de reducción de emisiones del 51% al 2030 Colombia debe invertir el 8% del producto interno bruto (PIB) anualmente.

“Debemos ser muy conscientes de que la seguridad energética es el pilar sobre el cual se debe edificar la transición energética. Y en el caso nuestro, tener seguridad con bajos costos de la energía”, dijo Cárdenas.

Las preocupaciones del sector están alimentadas por los mensajes contradictorios de los voceros del Gobierno y la falta de un norte claro en materia energética. Efectivamente, mientras por un lado el ministro de Hacienda no descarta la firma de nuevos contratos de exploración de hidrocarburos, el presidente Gustavo Petro insiste en que el país debe eliminar el carbón, el gas y el petróleo de su economía, pese a que son la principal fuente de recursos para las finanzas públicas y la que aportaría los medios económicos para la transición energética.

Al sector también le preocupan la falta de una definición en la ruta de la transición energética, pues inicialmente el Ministerio de Minas y Energía había dicho que en mayo saldría la hoja de ruta, pero en su presentación la ministra Irene Vélez dijo que hasta febrero de 2024 se tendrían las acciones que se ejecutarían para esa política.

Lo anterior sumado al debilitamiento institucional, frente a las intenciones del Ejecutivo de intervenir las tarifas de energía y al nombramiento de los nuevos miembros de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que están como provisionales y son funcionarios del Ministerio, lo que afecta su independencia; además de los bloqueos a los proyectos por parte de las comunidades y el retraso en las licencias ambientales.

En síntesis, la falta de una política energética clara, la inestabilidad institucional, la inseguridad jurídica y el retraso en los proyectos están dando una mala señal a los inversionistas, por lo que la presidente de Acolgen, Natalia Gutiérrez Jaramillo, señaló que “la transición energética está en cuidados intensivos.”

Gutiérrez, aseguró que en este momento un proyecto que debía demorarse cuatro años en ejecutarse, se puede tardar hasta ocho años para entrar en operación.

“Estas demoras implican no sólo una señal negativa para atraer nuevas inversiones, sino que los colombianos no contarán con mayor oferta que permita tener unos precios más competitivos”, dijo en la inauguración del Congreso Anual de Energía.

Y las cifras lo corroboran. Según XM, en los últimos años han entrado 1,5 gigas watios al mercado, una cifra muy inferior a lo que se esperaba, pues para 2020 entró solo el 16 % de la capacidad esperada; en 2021 el 7 % y en 2022 el 28 %.

Para Gutiérrez, es necesario acelerar los proyectos y enviar mensajes correctos en materia regulatoria. “Sí, tenemos más oferta eléctrica, tenemos más confiabilidad y mejores precios. Intentar es avanzar, pero no es suficiente. Necesitamos un mayor compromiso de todos los colombianos para que los proyectos de generación entren pues nos van a traer grandes beneficios”.

Por otro lado, agregó que “el aumento de impuestos a los proyectos renovables que se desarrollan en Colombia envía mensajes contradictorios. Si revisamos lo que se incluyó en la Reforma Tributaria y algunos artículos aprobados recientemente en el Plan Nacional de Desarrollo, se está desmontando cerca del 75% de los beneficios que tenían estos proyectos gracias a las leyes 1715 y 2099 de transición energética, lo que podría convertirlos en inviables en términos financieros.”

Desmontando mitos

Mientras el Gobierno se ha centrado en descarbonizar el sector energético, el mayor problema de las emisiones del país están en el sector transporte, en el agro y en el cambio del uso del suelo, es decir, en la deforestación.

En esos sectores es donde Colombia podría aportar más a la reducción de emisiones, por un lado, y por el otro, trabajar en la mitigación, pues es uno de los países más vulnerables.

Y uno de los fenómenos que históricamente han golpeado al país es el de El Niño, que, según las autoridades meteorológicas internacionales, tiene un 90% de que se presente en el segundo semestre del año y con un 40% de probabilidad de que sea fuerte.

Otro mito que señaló el exministro Cárdenas es que Colombia no es país privilegiado para la generación de energías renovables, pues hay países en la región que tienen mejores condiciones de viento y sol, como Uruguay, Perú, Brasil y Chile.

En Colombia, la única región que tiene condiciones excepcionales es La Guajira, por sus niveles de radiación en el día, vientos en la noche y la cercanía a puertos. Cárdenas dijo que generar con renovables en la península sería un buen complemento de la generación hídrica del centro del país, por lo que dijo que no se deben descartar los proyectos hidroeléctricos, pues en el futuro serían el respaldo de las fuentes no convencionales.

“No podemos cometer los errores de decretarle a las hidroeléctricas una fecha de expiración, de frenar el proceso de expansión, de tomar medidas que desincentiven la inversión en hidro, porque va a ser el respaldo que le va a dar competitividad a las renovables”, dijo Cárdenas.

Finalmente, señaló que otro mito que se ha venido alimentando es el de convertir a Colombia en exportador de electricidad. Recordó los costos que eso tendría en redes de transmisión y las dificultades históricas de la interconexión con Panamá, pero además llamó la atención sobre el error que se cometería al exportar energía en bruto.

“Lo que nosotros debemos pensar desde ya es en la transformación de esa energía y convertirla en los productos que necesita el mundo originados en energías limpias, como por ejemplo el cemento verde y el hidrogeno”, concluyó.

Con la invasión de Rusia a Ucrania, Europa se hizo consciente de que la seguridad energética es el principal freno a la transición energética, ojalá no haya que esperar hasta una crisis energética para que el Gobierno colombiano tenga en cuenta esa lección.

Desde ya se encienden las alarmas.

TGI logró un aumento del margen EBITDA de 2 puntos porcentuales en el primer trimestre de 2013. Sumado a lo anterior, la gestión realizada para reducir la deuda le permitió a la empresa registrar un crecimiento de la utilidad neta del 94%.

En la presentación del balance de resultados del primer trimestre del año, la Transportadora de Gas Internacional, (TGI), filial del Grupo Energía Bogotá, alcanza una utilidad neta de USD 41 millones y un EBITDA de USD 85 millones.

Los resultados que le permitieron pasar de un 79,9% a 81,8% en margen EBITDA se deben a un aumento en los ingresos de USD 1,8 millones (+1,8%) y la reducción de costos vía captura de eficiencias. Adicionalmente, TGI realizó una gestión de recompra de su deuda, lo cual le permitió reducir los intereses pagados y generar un margen por el descuento obtenido.

“Celebramos los buenos resultados que evidencian el avance de nuestro proceso de transformación y al mismo tiempo trabajamos por la generación de mayor demanda de gas natural, (adicional a la que ya tenemos por 500 MDPC) al tiempo que promovemos el abastecimiento con fuentes seguras y confiables. Esperamos ampliar nuestra demanda hacia sectores industriales y de Gas Natural Vehicular (GNV) en cerca de 15 MPCD para 2023 y de 90 MPCD para 2030, lo cual representa un crecimiento del 18% respecto a la demanda actual para los próximos siete años, contribuyendo significativamente al proceso de descarbonización de país”, explica Mónica Contreras Esper, presidente de TGI.

En el periodo señalado, TGI transportó 469 MPCD, la renovación de contratos tuvo una mayor dinámica y se ha preparado para atender la demanda térmica por un eventual Fenómeno del Niño.

“Seguimos beneficiando a más de 18 millones de personas a quienes les llega el gas natural que fluye por nuestra infraestructura y avanzamos en proyectos de gasificación rural, con el fin cerrar brechas sociales y generar acceso a energías limpias” enfatiza Contreras Esper.

De acuerdo con la Estrategia de Sostenibilidad, durante el primer trimestre TGI midió las emisiones fugitivas en el 58% de su infraestructura en superficie diseñando planes para reducirlas. Asimismo, avanzó en el proyecto para mantenimiento de la reforestación en cinco predios de los municipios de Tauramena y Aguazul en el departamento de Casanare, brindando soluciones basadas en la naturaleza para reducir los impactos ambientales del sector.

“Nuestros resultados y planes para 2023 reflejan el compromiso con el desarrollo de todo un sector, desde asegurar la oferta de gas en el mediano y largo plazo hasta la apuesta por el crecimiento de la demanda, extendiendo mayores oportunidades de progreso para el país, los usuarios y comunidades”, concluyó Mónica Contreras.

El destino fue Centroamérica, a donde se enviaron 350 toneladas del producto. En el proceso de producción se utilizó el equivalente a 1.2 millones de bolsas plásticas.

El Grupo Ecopetrol y MPI, empresa especializada en modificación de asfaltos, hicieron la primera exportación de asfalto modificado con plástico reciclado en Colombia, un hito que abre la puerta para que otros países de la región incorporen esta tecnología en la construcción de vías.

El destino fue Centroamérica, a donde se envió un cargamento de 350 toneladas de asfalto producidas en la refinería de Barrancabermeja, en estado sólido, que incorporó más de 300 kilos de plástico reciclado, lo que equivale a cerca de 1,2 millones de bolsas plásticas.

Este producto tiene una mayor resistencia y su duración es de 2 a 3 veces mayor frente al asfalto convencional, lo que representa beneficios ambientales, sociales y económicos.

“Este es un paso muy importante en nuestro propósito de masificar el uso de un asfalto más amigable con el medio ambiente en Colombia y Latinoamérica, en línea con nuestro objetivo de impulsar la transición energética y la economía circular en la región. Nuestra meta es incrementar cada vez más la oferta de este producto en el mercado doméstico e internacional”, afirmó Pedro Manrique, vicepresidente Comercial y de Mercadeo de Ecopetrol.

El Grupo Ecopetrol, en conjunto con MPI y otros aliados, iniciaron en el segundo semestre de 2022 la pavimentación con este tipo de asfalto en algunos tramos viales de Bogotá y los departamentos de Antioquia y Meta.

Récord de exportación

El asfalto que produce Ecopetrol se ha venido posicionando en el mercado internacional desde hace varios años, lo que ha permitido llegar a destinos en Europa, Asia y el continente americano.

En desarrollo de esta estrategia, a principio de abril de 2023 la compañía realizó la mayor venta de asfalto en su historia, con un cargamento de más de 16.218 toneladas que fue despachado bajo la modalidad de entrega directa desde el puerto de Barranquilla a Guayanilla, Puerto Rico.

Esta venta también marcó un hito para el puerto de Barranquilla, dado que se realizó mediante el buque asfaltero más grande que se ha atendido desde esta terminal marítima.

En 2022, la compañía exportó 267 mil toneladas de asfalto, lo que representó un incremento de cerca del 50 % frente al año anterior, cuando se vendieron al exterior 179 mil toneladas.

La industria de petróleo y gas representa el 40% de las exportaciones del país, el 20% de los ingresos fiscales y el 76% de las regalías. La presidente de la ANH anunció la inversión de $640 mil millones de pesos en proyectos de transición energética.

 “La transición energética debe pasar por el desafío de garantizar la estabilidad macroeconómica y fiscal del país, y la calidad de vida de las comunidades”. Ese fue el llamado que hizo el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), Francisco José Lloreda Mera, durante el acto de instalación de la segunda versión del Gran Foro ACP: Hechos de Sostenibilidad, que inició este 3 de mayo en Barranquilla.

Durante la primera jornada del evento, que contó además con la participación de Clara Guatame, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH); Luis Fernando Mejía, director de Fedesarrollo; y María Fernanda Suárez, presidenta de Accenture; entre otros expertos, académicos y líderes del sector, se destacó que el país debe hacer una transición energética gradual y de la mano del sector de hidrocarburos.

Al respecto, Lloreda señaló que el país debe avanzar en ese camino “sin poner en riesgo la calidad de vida que las sociedades, las comunidades y los países han alcanzado, y el desarrollo que tienen previsto a futuro«.

Añadió que durante este proceso se deben establecer procesos claros sobre cómo se van a ir sustituyendo los ingresos y las regalías que deja la producción de petróleo y gas natural al país. “La industria de petróleo y gas representa el 40% de las exportaciones del país, el 20% de los ingresos fiscales y el 76% de las regalías”, recordó el dirigente gremial.

Por su parte, la presidente de la ANH señaló que “estamos frente a una oportunidad de transitar de una matriz energética primaria hacia una matriz energética diversificada”. Además, anunció una inversión de $640 mil millones en proyectos de transición energética. “Nuestro compromiso es consolidar las bases que garanticen la confiabilidad del sistema energético”, dijo.

En esa línea, agregó que las empresas de la industria trabajan arduamente en las regiones y están contribuyendo a la protección del medio ambiente del país. “Las iniciativas de las comunidades, las empresas y el Gobierno pueden hacer que Colombia sea ejemplo de un país líder de la acción climática. En eso la industria está comprometida«, aseguró.

Por su parte, el director Ejecutivo de Fedesarrollo expuso los riesgos de una transición energética acelerada: “Podría costar más de $160 billones en valor presente neto. Es un costo sustancial no para decir que la transición no se debe hacer, pero si no se hace de forma ordenada habría unos costos para el aparato productivo que deberíamos incorporar en estas decisiones. La transición energética hay que hacerla pero en periodos de largo aliento, pensando en décadas”, indicó.

Mientras que María Fernanda Suárez, exministra de Minas y Energía y actual presidente de Accenture, destacó las claves para llevar a cabo una transición energética exitosa: diversificación, resiliencia, integración, transparencia en la información, y nueva infraestructura, tecnologías y regulaciones.

Además, indicó que uno de los mayores retos está en las reglas de juego, “dado que son proyectos de largo plazo y las consecuencias de un cambio súbito son también de largo plazo. La seguridad energética debe ser una arista igual de importante a la sostenibilidad”, agregó.

Finalmente, Tomás González, director del Centro Regional de Estudios de Energía (CREE) puntualizó que mientras haya demanda en Colombia, el país no puede dejar de producir hidrocarburos. “Si Colombia deja de producir va a sacrificar las regalías, los ingresos por impuestos. Si reconocemos eso será más fácil avanzar en la transición a mínimo costo”, anotó.

EY anunció que los 18 países de Latinoamérica donde tiene presencia operarán como una sola región a partir del primero de julio de 2023.

A partir del primero de julio de 2023, la firma de servicios profesionales EY, integrará, en una sola región, las operaciones de los 18 países donde tiene presencia en Latinoamérica.

La dirección estratégica y operativa estará a cargo de Manuel Solano, quien ha sido nombrado socio Director Regional de EY Latinoamérica, cargo que le permitirá impulsar los planes de crecimiento y desarrollo de EY entre las cuatro más grandes del mercado latinoamericano.  

De acuerdo con Julie Boland, Americas Managing Partner: “Manuel aporta el impulso implacable, la dirección estratégica, la visión y la amplia experiencia en servicio al cliente necesarias para construir sobre nuestro éxito continuo. Es un líder centrado en la gente que impulsará a Latinoamérica hacia el futuro como una región totalmente integrada, colaborando a lo largo de las geografías, sectores y líneas de servicio para llevar a nuestros clientes todo el poder de EY”.

Por su parte, Manuel Solano, indicó: “Al combinar EY Latinoamérica Norte y Sur en una sola región tendremos un potencial sin precedentes y obtendremos las capacidades necesarias para ofrecer mejores servicios a nuestros clientes, anticipándonos a sus necesidades en un entorno cambiante como el actual, además atraeremos y retendremos al mejor talento, generando confianza en el mercado y con todos nuestros stakeholders”.

En este nuevo modelo, EY integra el talento y la experiencia de más de 25.000 colaboradores en Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Costa Rica, Chile, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá, Paraguay, República Dominicana, Perú, Uruguay y Venezuela.

Su cartera de clientes incluye a los grupos empresariales más importantes de la región, así como a destacadas compañías multinacionales que tienen presencia a nivel local.

Manuel Solano cuenta con más de 30 años de experiencia asesorando a clientes multinacionales en materia de consultoría fiscal internacional, ayudando a las corporaciones globales en las implicaciones fiscales y legales de las adquisiciones transfronterizas y el establecimiento de operaciones en América Latina y en otras partes del mundo.

Solano es titulado en Ciencias por la Universidad Estatal de Youngstown en Ohio, tiene un Doctorado en Leyes por la Universidad de Georgetown y una Maestría en Derecho en Impuestos por la Universidad de Nueva York, así como una licenciatura en Economía por la Universidad Autónoma de Centroamérica.

Es miembro de la Asociación de Abogados del Estado de Nueva York y ha sido reconocido en varias ocasiones por importantes publicaciones y organismos empresariales como líder en asesoría fiscal en México y América Latina.

El Consejo de Estado declaró la nulidad del Decreto 1424 del 29 de julio de 2022 por medio del cual se nombró a Natasha Avendaño García como experta comisionada de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

De acuerdo con la providencia del pasado 27 de abril, “se concluye que la señora Natasha Avendaño García no cumplió con los requisitos para el acceso al cargo de experta comisionada, código 0090, de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, sin que sea procedente para el efecto acudir a la figura de la equivalencia entre estudios y experiencia.”

Avendaño es economista y para el cargo de comisionada la norma exige una experiencia mínima de seis años en las áreas técnicas de energía o servicios públicos. La funcionaria fue superintendente de Servicios Públicos entre el 4 de octubre de 2018 y el 6 de julio de 2022, menos de cuatro años.

La funcionaria fue nombrada experta comisionada por el entonces presidente Iván Duque el 29 de julio de 2022 y era la única comisionada que quedaba nombrada del gobierno anterior.

En consecuencia, la CREG quedará conformada por expertos comisionados nombrados por el presidente Gustavo Petro.