Categoría: Industria

A raíz del anuncio del presidente Gustavo Petro de asumir las funciones de las comisiones que regulan los servicios públicos, los gremios Andesco, Asocodis, ANDEG, Acolgen y  SER Colombia, se pronunciaron al respecto.

En comunicado a la opinión pública, los gremios informan que:

1. Los sectores eléctrico y de gas natural desde las Leyes 142 y 143 de 1994 han contado con una institucionalidad robusta y estable, que ha permitido que todos los actores, incluyendo el gobierno, inversionistas y empresas públicas, privadas y mixtas, trabajen de manera articulada logrando mejoras significativas en cobertura y calidad de estos dos servicios públicos esenciales para los ciudadanos en las últimas tres décadas.
2. Sin embargo, las señales anunciadas recientemente de retomar las funciones de regulación de los servicios públicos domiciliarios debilitan la institucionalidad y con ello ponen en riesgo la confianza de los agentes prestadores de estos servicios para ejecutar las inversiones públicas y privadas necesarias para garantizar los mismos, incluyendo que probablemente se verán afectados los proyectos que permitirán al país avanzar en el proceso de transición energética, lo que perjudicaría a todos los colombianos.
3. Es fundamental garantizar la seguridad jurídica, que permita contar con reglas razonables y estables, y mantener la independencia de los entes de regulación, para mantener la confiabilidad de los sistemas y, por tanto, de los servicios de electricidad y gas natural, evitando situación que pongan en riesgo la prestación continua de los servicios, debido a la toma de decisiones sin el suficiente soporte técnico.
4. Por último, en nombre de los gremios que representamos y nuestras empresas afiliadas, ratificamos nuestra entera disposición para trabajar conjuntamente con el Gobierno Nacional, en cabeza del presidente de la República y sus entidades delegadas, para buscar soluciones y mejoras sostenibles y con rigor técnico, que contribuyan a la situación actual, en el marco de la institucionalidad y de las mejores prácticas recomendadas en asuntos de política pública y regulación sectorial.

La canadiense Canacol Energy proporcionó detalles sobre tres descubrimientos en Colombia, así como información sobre su programa de perforación a corto plazo.

Saxofón 1: La Corporación comenzó la perforación del pozo de exploración Saxofón 1 el 2 de diciembre de 2022 en su contrato operado con participación del 100% de Exploración y Producción («E&P») VIM5, ubicado en la Cuenca Inferior del Magdalena.

El pozo alcanzó una profundidad total de 9.416 pies y encontró una columna de gas bruta de 290 pies de profundidad vertical verdadera dentro del reservorio de arenisca Porquero, entre profundidades de 4.385 y 4.675, y una columna de gas bruta de 48 pies dentro del reservorio primario de arenisca Ciénaga de Oro (CDO) entre 7.560 y 7.608 pies. 

El pozo se está revistiendo actualmente, y la Corporación planea movilizar una plataforma de workover para completar y probar el CDO. El plan de desarrollo para Saxofón incluirá la perforación de pozos adicionales de evaluación y desarrollo una vez que se haya adquirido un nuevo estudio sísmico 3D sobre esa área a fines de 2023.

Dividivi 1: Canacol comenzó la perforación del pozo de exploración Dividivi 1 el 20 de diciembre de 2022 en su contrato de exploración VIM33 con participación del 100%, ubicado en la Cuenca Inferior del Magdalena.

El pozo alcanzó una profundidad total de 4.692 pies y encontró una columna de gas bruta de 89 pies dentro de los reservorios primarios de arenisca CDO y piedra caliza Cicuco entre profundidades de 2.184 y 2.273 pies.

La Corporación está ejecutando actualmente una prueba de flujo del pozo con el fin de formular un plan de desarrollo comercial para el descubrimiento. El descubrimiento se encuentra aproximadamente a 35 kilómetros al oeste del gasoducto de TGI, que actualmente tiene aproximadamente 260 millones de pies cúbicos diarios de capacidad disponible de transporte hacia el interior de Colombia.

Chimela 1: Canacol comenzó la perforación del pozo de exploración Chimela 1 el 13 de noviembre de 2022 en su contrato operado con participación del 100% de exploración y producción VMM45, ubicado en la Cuenca del Magdalena Medio.

El pozo alcanzó una profundidad total de 14.101 pies y encontró múltiples zonas contenedoras de petróleo y gas dentro de los reservorios primarios de arenisca Lisama Superior y Lisama Basal entre profundidades de 12.410 y 13.694 pies. 

Los depósitos de petrolero encontrados dentro del Lisama Basal se encontraron entre 13.004 y 13.694 pies con arenas llenas de petróleo entre 8 y 20 pies de espesor, con una porosidad promedio del 14%. El depósito de gas dentro del Lisama Superior tiene un espesor de 9 pies, con una porosidad promedio del 10%.

Actualmente, la Corporación está desmovilizando la plataforma de perforación y se está preparando para movilizar una plataforma de workover para completar y probar la producción del pozo, y proporcionará resultados cuando estén disponibles.

Natilla 1: La Corporación perforó el pozo de exploración Natilla 1, ubicado en su contrato de exploración SSJN 7 con una participación operadora del 50%, el 1 de diciembre de 2022.

Natilla 1 le apunta a areniscas contenedoras de gas dentro de los reservorios de arenisca CDO y Porquero. El pozo perforó a una profundidad de 11.848 pies, antes de encontrar problemas relacionados con la perforación. El pozo se está desviando actualmente y la Corporación anticipa alcanzar una profundidad total planificada de 16.609 pies dentro de 6 semanas.

Programa de perforación a corto plazo

Canacol planea perforar el pozo de exploración Lulo 1, ubicado en su contrato operado con participación del 100% Esperanza a mediados de marzo de 2023.

El pozo Lulo 1 está ubicado a menos de 1 kilómetro al este de la planta de producción de Jobo y apunta a areniscas contenedoras de gas del reservorio CDO. Se anticipa que el pozo tardará 4 semanas en perforarse y completarse.

Afinia, filial del Grupo EPM, presentó cinco alternativas al Gobierno Nacional para reducir la tarifa del servicio de energía eléctrica en la costa Caribe, buscando una solución estructural y significativa para la comunidad.

La compañía hace esta propuesta recordando que el costo máximo autorizado a cobrar por el servicio permite realizar las inversiones que requiere el sistema de distribución de energía en el Caribe, reducir las pérdidas y mejorar la confiabilidad y calidad del servicio, conservando la suficiencia financiera de la compañía y la continuidad del servicio en el largo plazo.

La empresa informó en un comunicado que: “Es importante precisar que a pesar de que la compañía traslada los cobros justos a los usuarios, la organización es consciente de la realidad económica de la Región, lo que dificulta la consecución de los recursos para el pago del servicio de energía, y por esto, no ha descansado en la búsqueda de alternativas que permitan que permitan aliviar las tarifas, por lo que ha hecho de manera formal las siguientes propuestas ante el Ministerio de Minas y Energía: 

1. Distribuir el diferencial del incremento tarifario en la región Caribe entre todos los usuarios del servicio a nivel nacional y el Gobierno Nacional. Ello representaría para los usuarios de la costa una reducción de 127$/kWh y para los usuarios del interior del país un incremento de tan sólo 37$/kWh.
2. Aumentar el consumo de subsistencia para municipios ubicados por debajo de 1.000 metros sobre el nivel del mar de 173 kWh/mes a 240 kWh/mes, en conjunto con la aplicación de un porcentaje de subsidio decreciente atado al consumo para promover la eficiencia energética.
3. Establecer un consumo mínimo vital para usuarios que demuestren su imposibilidad de pago, el cual sería cubierto en su totalidad con presupuesto del Gobierno Nacional.
4. Viabilizar recursos para que las empresas puedan continuar con sus planes de negocio, proponiendo que: a) El Gobierno Nacional asuma el saldo acumulado a la fecha de la opción tarifaria, lo que se traduce para el usuario en menor precio a futuro y para la empresa en recursos para continuar su tarea con la prestación de servicio o b) el Gobierno Nacional garantice con entidades financieras el monto del saldo de la opción tarifaria con créditos de bajo costo y de largo plazo, lo cual no significará una reducción del precio para el usuario, pero su pago podrá realizarse de manera más módica en el largo plazo.
5. Crear fondos que permitan a los usuarios de menores ingresos alcanzar la transición energética, para la construcción de granjas solares y programas de eficiencia energética, que pueden ser desarrollados en compañía de las empresas prestadoras del servicio y que permitan la sostenibilidad de los proyectos en el largo plazo. El fondo podría ser alimentando con recursos provenientes de regalías.”

Finalmente, Afinia estableció una reducción del valor del kilovatio hora, pasando de 822,80 $/kWh a 798 $/kWh, que representa una disminución de 24,68 $/kWh para los consumos facturados a partir de noviembre, dependiendo del ciclo de facturación del usuario. La medida, que se extenderá hasta enero del 2023, se traduce en una reducción del 3% del costo unitario comparado con octubre de 2022.

Ante el derrumbe en el departamento del Cauca, que bloqueó parte de la vía Panamericana, el Ministerio de Minas y Energía lidera la articulación institucional y diplomática de acciones que permitan garantizar al departamento de Nariño el abastecimiento de combustibles líquidos, gas licuado del petróleo y gas natural comprimido.

La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, anunció que la primera medida será garantizar el abastecimiento de combustibles del departamento de Nariño a través de la planta de Petrodecol, ubicada en Tumaco, que permite disponer de 43 mil barriles de gasolina motor corriente y 30 mil de diésel, que iniciarán su tránsito hasta el 31 de enero.

La segunda medida será el abastecimiento desde el puerto de Barranquilla hasta Tumaco. Se está negociando el cabotaje y se estima que inicie operaciones el 16 de enero para garantizar el abastecimiento en el Sur Occidente del país.

Una tercera medida es que, en conjunto con el Ministerio de Transporte y entidades territoriales, se está trabajando para iniciar el cargue de combustible, GNC y diésel en Neiva (Huila), el cual se llevará a Nariño por la vía Mocoa – Pasto. Es de aclarar que esta ruta solo permite el tránsito de vehículos que no superen las 10 toneladas, por lo que se considera una medida complementaria.

Como cuarta medida, a través de Cancillería y en diálogo con el Gobierno del Ecuador, se solicitó autorización para transitar vehículos cisterna desde el día jueves 12 de enero en la vía Pasto – Tulcán – Lago Agrio – La Hormiga – Mocoa – Neiva – Gualanday. Esto permitirá llevar al departamento de Nariño alrededor de 3 mil barriles de combustible. Se evaluará la posibilidad de convertirla en una ruta recurrente mientras se supera la emergencia.

De otro lado y como quinta medida, se inició negociación con Petroecuador para autorizar la importación de producto para cubrir la demanda y garantizar el consumo en la región.

Finalmente y en materia de Jet, la estrategia definida es que se realizará tankering, que es una operación que lleva los aviones llenos de combustible y permite no realizar tanqueo en sitio. Inicialmente, una vez revisadas las rutas y viabilidad, se buscará transportar Jet de manera terrestre por las rutas disponibles y mencionadas anteriormente.

“El conjunto de estas medidas permite abastecer y cubrir la demanda de los departamentos de Nariño y Cauca, en los que esperamos se normalice el abastecimiento en el transcurso de la presente semana”, dijo Vélez.

Como parte de su estrategia de refinanciamiento y financiación del plan de inversiones 2023, Ecopetrol salió exitosamente al mercado internacional de capitales.

Ecopetrol informó que, como parte de su estrategia de refinanciamiento y financiación del plan de inversiones 2023, realizó exitosamente una colocación de Bonos de Deuda Pública Externa en el mercado internacional de capitales, con base en la autorización expedida por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público mediante Resolución 0054 del 10 de enero de 2023, por USD2.000 millones en las siguientes condiciones:

El libro de la emisión alcanzó un valor de más de US$ 6.000 millones, equivalente a aproximadamente tres veces el monto colocado y contó con la demanda de alrededor de 320 inversionistas de los Estados Unidos, Europa, Asia y América Latina.

Las condiciones obtenidas evidencian un mejor entorno de mercado en el inicio del 2023 y ratifican la confianza de los inversionistas y el sector financiero internacional en la compañía, sus recientes resultados operativos y financieros, su manejo proactivo de los vencimientos de 2023 y su plan de inversiones recientemente anunciado.

La destinación de los recursos de la emisión es para:

1. Realizar el prepago del saldo del crédito autorizado mediante resolución 1928 del 13 de agosto de 2021 obtenido para financiar la adquisición del 51,4% de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA); y,
2. Financiar el plan de inversiones orgánico 2023 de Ecopetrol y otros gastos diferentes a inversión, entre ellos el refinanciamiento de obligaciones que vencen en 2023.

“El mercado internacional de capitales proporciona a Ecopetrol la profundidad de demanda y diversificación de inversionistas que permite acceder a recursos de financiación en niveles competitivos”, concluye el comunicado emitido por la Empresa de capital mixto.

Las medidas para avanzar hacia una economía baja en carbono destacan la adopción masiva de energías renovables, el aumento de la eficiencia energética y el impulso de la electromovilidad y las tecnologías de almacenamiento, en el marco de la transición energética. Esto abre una ventana de oportunidad para los países mineros de América Latina, dado que las nuevas tecnologías están asociadas con un mayor uso de minerales, lo que hace prever una mayor demanda y también un mayor precio.

En el Estudio Económico de América Latina y el Caribe de 2022, titulado ‘Dinámica y desafíos de la inversión para impulsar una recuperación sostenible e inclusiva’, realizado por la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), se le dedicó un capítulo a la minería para la transición energética.

Efectivamente, en el capítulo cuarto, titulado ‘Transición energética y desafíos de inversión en las industrias del cobre, el hierro y el litio en países de la región’, se plantean los desafíos de inversión de estas industrias, enfatizando el papel de los denominados factores verdes.

Se estima que en el caso del cobre la demanda podría crecer un 30% al 2030, debido a que este sería un mineral transversalmente utilizado por todas las nuevas tecnologías, con una baja probabilidad de sustitución. En cuanto a la industria del hierro y el acero, existe consenso en que la demanda seguirá aumentando a medida que las economías emergentes se vayan desarrollando y transitando demográficamente de lo rural a lo urbano.

El Estudio resalta que “si bien existen efectos positivos por el lado de la demanda, adecuar la producción a los nuevos estándares ambientales requerirá de grandes esfuerzos de inversión, pues la transición energética empujará al sector minero a modificar sus tecnologías de producción.

“Para aprovechar la ventana de oportunidad que supone el crecimiento de la demanda de minerales y lograr que el sector minero desempeñe un papel protagónico en la estrategia general de desarrollo, los productores deben hacer grandes esfuerzos en materia de inversión a fin de adecuar la capacidad de las empresas para ampliar su producción en un contexto de energías limpias.”

Los esfuerzos que habrá que hacer son significativos y crecen en concordancia con los cambios y restricciones que implique la transformación energética. Además, “las regulaciones deben ir acompañadas de otras políticas que promuevan el cambio tecnológico hacia la descarbonización, impulsando la inversión en investigación y desarrollo, y la preservación del patrimonio ambiental y cultural de la región”, dice la CEPAL.

El Estudio agrega que “con el fin de aprovechar el posible crecimiento de la demanda de minerales y de que el sector minero juegue un papel protagónico en la estrategia de desarrollo, los países productores deben hacer grandes esfuerzos de inversión tendientes a adecuar la capacidad de las empresas para funcionar en un contexto de producción y energías limpias.

“Es necesario adoptar políticas públicas dirigidas a transformar el sector, privilegiando tanto la gestión del impacto de la actividad en la sociedad y el medio ambiente como las consideraciones económicas. Así, los productores mineros de la región deben adecuarse a las nuevas condiciones de mercado que enfrentarán.”

En ese contexto, la competitividad futura del sector en los países de la región estará determinada no solo por factores tradicionales, como las reservas de minerales o las leyes en materia extractiva, sino por los llamados factores verdes. Entre estos cabe mencionar el precio sombra a las emisiones, que está dado por el nivel de ambición de las regulaciones nacionales para enfrentar el cambio climático y la intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de las tecnologías de producción empleadas. Además, los compradores internacionales de minerales también exigen cada vez más que se cumplan los estándares sociales y ambientales.

“En ese sentido, los esfuerzos en materia de inversión han de ser considerables, pues existe la necesidad de adecuar los patrones de producción a la nueva realidad que impone la transición energética. También deben intensificarse si se quiere sacar provecho a la ventana de oportunidades que se abre con la transición energética para los productores de minerales”, señala el Estudio.

Así, un primer reto que enfrenta la industria minera de la región consiste en captar o mantener la participación en la nueva y mayor demanda mundial de minerales para la transición energética, además de cambiar las formas y tecnologías de producción hacia procesos ambientalmente sostenibles.

Conclusiones

De acuerdo con la CEPAL, los países que tienen más desarrollo de sus reservas de litio, cobre y hierro en la región son Chile, Perú, Brasil, Bolivia y Argentina, y por lo tanto podrían aprovechar las oportunidades que les ofrece la transición energética.

El litio sería el mineral que en términos porcentuales podría presentar el mayor crecimiento relativo, si se tiene en cuenta que parte de niveles de producción relativamente bajos y que se espera un importante incremento de la demanda de baterías de iones de litio, debido a la gran penetración de los automóviles eléctricos. Sin embargo, el litio también presenta muchos riesgos, algunos de los cuales están asociados al posible desarrollo de otras tecnologías que podrían reemplazarlo en la fabricación de baterías.

Por su parte, el cobre cuenta con muy buenas perspectivas, toda vez que su demanda podría crecer un 30% de aquí a 2030. Esto se debe a que es un mineral transversalmente utilizado por todas las nuevas tecnologías, con una baja probabilidad de sustitución.

En cuanto a la industria del hierro y el acero, la literatura no es concluyente sobre su rol en la transición energética. Sin embargo, independientemente de los fundamentos que lideren su demanda, sí hay consenso en que esta seguirá aumentando a medida que los países emergentes se vayan desarrollando y transiten demográficamente de lo rural a lo urbano.

En el estudio no se menciona a Colombia, pero su potencial puede estar en el coque, materia prima para la siderurgia y que cuenta con buena reputación a nivel internacional por su alta calidad y poder calorífico; sin embargo, es uno de los sectores que el gobierno Petro pretende marchitar.

La segunda ronda de licitaciones tuvo como ganadoras a la empresa argentina y a la británica en consorcio con APA Corporation, y podrán realizar trabajos en la plataforma marítima uruguaya.

La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) adjudicó dos bloques offshore frente a la costa de Uruguay durante la segunda instancia de la Ronda de Licitaciones Abiertas 2022, y las beneficiarias son tres empresas que podrán ampliar la exploración y producción de hidrocarburos en la plataforma marina uruguaya: YPF y el consorcio integrado por Shell y APA Corporation.

Los bloques licitados fueron el OFF-4 y el OFF-5. ANCAP optó por otorgarle el primero al consorcio de Shell, que se presentó a través de su filial BG International junto a APA Exploration LDC, que acercó una oferta por ese bloque.

El OFF-5, por otra parte, quedó en manos de la argentina YPF, que había presentado ofertas por ambos bloques. Las decisiones fueron tomadas por el equipo técnico de la empresa estatal, que tomó como referencia una escala de puntajes y el cumplimiento de todos los requisitos.

Estas adjudicaciones se suman a las que la ANCAP realizó durante la primera mitad de 2022, cuando le otorgó el bloque OFF-6 a APA Corporation, y el OFF-2 y el OFF-7 a Shell. De esta forma, el único bloque de exploración offshore que todavía queda disponible es el tres.

Los trabajos que realizará cada empresa

Según la empresa estatal de Uruguay, la oferta ganadora para el bloque OFF-4 en aguas profundas —que se encuentra inmediato al bloque de exploración en aguas someras OFF-1, adjudicado a Challenger Energy en mayo de 2022— compromete a las empresas británica y estadounidense a realizar trabajos en dicho bloque, inicialmente durante cuatro años, incluyendo la adquisición de sísmica 3D.

En cuanto al bloque OFF-5 de aguas profundas, YPF se comprometió a llevar a cabo un amplio programa de trabajo técnico, también por un período de exploración de petróleo y gas inicial de cuatro años.

La inversión nominal por los trabajos presentados en ambos bloques es de 31 millones de dólares, aunque todavía queda por delante la aprobación formal de las ofertas por parte del Poder Ejecutivo y la firma de los contratos con las compañías ganadoras de cada bloque. Estos establecen que las empresas asumen todos los riesgos, costos y responsabilidades de la actividad, y que dichos costos sólo serán reembolsados en caso de producción comercial.

Fuente: Infoestación.com

A finales de diciembre, las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja registraron una carga conjunta de crudo de 459 mil barriles por día (bpd).

30 de diciembre de 2022.   Al cierre de 2022, el segmento de refinación de Ecopetrol alcanzó una carga de 459 mil barriles por día (bpd), la más alta registrada en la historia de las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja.

La refinería de Cartagena alcanzó 226 mil bpd como resultado de la puesta en marcha y estabilización del proyecto de Interconexión de Plantas de Crudo, mientras que la refinería de Barrancabermeja registró 233 mil bpd, como consecuencia de la alta disponibilidad operacional de sus plantas, luego de los mantenimientos ejecutados este año, que aumentaron su confiabilidad operacional.

La carga récord lograda asegura una mayor oferta de combustibles disponible que se distribuyen en la zona norte y el interior del país para el fin de año y representa un incremento de producción que oscila entre 6 y 7 mil barriles por día, destinados al mercado nacional.

Así mismo, implica un incremento en la producción de petroquímicos e industriales como el azufre y disolventes aromáticos, que podrán ser vendidos al interior del país o a los mercados internacionales.

En un comunicado, Ecopetrol señaló que “continuará fortaleciendo las dos refinerías con inversiones tecnológicas que permitan asegurar la soberanía energética del país y la calidad de combustibles bajo los más altos estándares mundiales.”

En opinión del gremio, se deben buscar alternativas para propiciar la inversión, con el fin de tener más agentes relevantes en el mercado que dinamicen la oferta, y particularmente, buscar opciones reales, no solo señales, que le den la oportunidad a la demanda de participar activamente en el mercado.

30 de diciembre de 2022.   En carta enviada al Ministerio de Minas y Energía, el presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), Daniel Medina Velandia, manifestó que “frente a las actuales circunstancias del mercado de energía en el país, el papel de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) es clave ante los vacíos regulatorios existentes en el sector eléctrico, como es la ausencia de control para evitar posiciones dominantes de algunos agentes del mercado”.

ACIEM indicó que, si el precio de las térmicas es muy alto, existe la posibilidad que, a pesar de tener agua disponible para la generación en niveles superiores a los promedios históricos, los precios de la generación hidráulica sigan aumentando, razón por la cual se debería revisar el modelo de formación de precios diarios en la bolsa de energía.

“Pese a que la estructura del mercado que se diseñó en la Ley 142 de 1994 ha permitido avances y llevar energía a muchos colombianos que no contaban con ella, se requiere actualizar algunos aspectos de la Ley para ponerla acorde a las condiciones actuales del mercado, a las características de los agentes que participan en el sector y a las tecnologías disponibles que hoy son muy distintas a las de hace 30 años.

Igualmente se requiere revisar las funciones y el rol de la SSPD para que responda de una manera más eficiente a su labor de vigilancia y control del mercado del sector eléctrico del país”, añadió Medina Velandia.

¿Qué afecta el costo de la energía?

Para Daniel Medina, el costo de la energía ha estado influenciado por tres factores que afectan los altos precios:

1. Falta de un trabajo coordinado entre los Ministerios de Minas y Energía y Medio Ambiente y la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), para agilizar la entrada de los proyectos más importantes de generación y transmisión del país.
2. Incertidumbre sobre la disponibilidad y/o el costo del gas y el carbón.
3. Ejercicios de poder de mercado, así como poca participación de la demanda, lo cual requiere mayor intervención de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), para facilitar de manera expedita la entrada de todos los proyectos energéticos propuestos por la demanda, lo que reduciría las posiciones dominantes de algunos agentes.

“Las ofertas de contratos son muy reducidas, es decir hay pocos oferentes en el mercado y las ofertas de precio que se consiguen son costosas. Esto ha llevado a que la energía, que en principio debería estar disponible en contratos para la demanda, resulte casi imposible obtenerla, por lo que es necesario agilizar la entrada de los proyectos de generación, transmisión y energías renovables de forma que haya mayor oferta para ayudar a la reducción de los precios de la energía a favor de los usuarios”, aseveró Medina.

Retrasos costosos para el país

ACIEM indicó que, aunque la generación eléctrica en Colombia es aproximadamente un 70% hidráulica, son las generadoras térmicas las que en gran medida dan la firmeza en los momentos de escasez de agua, o en los momentos en que, por restricciones técnicas, no se puede generar por mérito económico.

En ese sentido, agregó Medina que “en términos de costo, son las plantas térmicas las que determinan en una proporción importante el riesgo del sistema. Si hay incertidumbre sobre la disponibilidad y/o el costo particularmente del gas y el carbón, y si dependemos de precios internacionales de estos combustibles, el precio de la generación aumentará. Estos hechos afectan en parte el precio de los contratos, ya que el riesgo de atender la demanda en periodos de escasez es más costoso, y de otra, influyen en los precios de bolsa”.

El presidente de la Asociación señaló que, el retraso en algunos proyectos está relacionado con consultas previas y licencias ambientales, entre otros, y ha llevado a las empresas responsables de entregar la energía a comprarla en el mercado.

De otra parte, ACIEM advirtió que es fundamental el desarrollo de infraestructura para asegurar la confiabilidad y la seguridad energéticas en el abastecimiento eléctrico para enfrentar en los próximos dos años un posible fenómeno de ‘El Niño’.

“En ese periodo debemos considerar la posibilidad que el fenómeno ‘El Niño’ golpee con la fuerza que lo hizo en 2015 o de la manera tan prolongada como lo ha hecho el fenómeno de ‘La Niña’ que estamos atravesando”, concluyó Daniel Medina.

Cerca del 23% del plan está dirigido a cimentar la diversificación en nuevos negocios de bajas emisiones, que incluye inversiones en producción de hidrógeno, energías renovables, captura de carbono y transmisión eléctrica. El plan busca reducir cerca de 400.000 toneladas de emisiones de CO2e e incorporar cerca de 900 MW de energías renovables y más de 50.000 toneladas de hidrógeno verde al 2025.

28 de diciembre de 2022.   La Junta Directiva de Ecopetrol aprobó el plan general de inversiones orgánicas para el Grupo con un monto estimado entre 25,3 y 29,8 billones de pesos para el 2023. Los proyectos individuales de inversión serán evaluados en su momento por la Junta Directiva según su materialidad. El plan busca avanzar en los cuatro pilares de la Estrategia 2040, y en la hoja de ruta para la transición energética del país.

Por sectores, las inversiones se distribuirán así: entre $5,9 billones y $6,8 billones en autogeneración renovable, hidrógeno, transmisión y vías, y eficiencia energética; de 3,6 a 4,1 billones para la autosuficiencia en gas, y entre $15,8 y $18,9 billones para seguridad energética, sostenibilidad financiera y favorecer la balanza comercial del país.

Los recursos de autogeneración renovable, hidrógeno, eficiencia energética, captura de carbono e ISA (transmisión y vías), representan cerca del 23% del plan de inversiones para el 2023. Cerca de $4,1 billones en los próximos 3 años (alrededor de $315 mil millones en 2023), permitirán incorporar 900 MW de energías renovables, producir más de 50.000 toneladas de hidrógeno de bajo carbono, reducir cerca de 400.000 toneladas de emisiones de CO2e y avanzar en estudios de almacenamiento y captura de carbono (CCUS por su sigla en inglés).

En gas, las inversiones oscilan entre $3,6 y $4,1 billones en 2023, con una producción entre 174 y 177 mil barriles de petróleo equivalente por día (lo cual representa alrededor de 800 millones de pies cúbicos de gas natural diarios, además de productos blancos). Estos recursos están orientados a mantener la oferta actual buscando incrementarla con los proyectos exploratorios de gas, de los cuales se tienen previstos 12 pozos en 2023, principalmente en el Piedemonte llanero, Caribe costa afuera y el Norte de Colombia.

Adicionalmente, ISA invertirá un monto aproximado de $6,3 billones ($19,8 billones para los próximos 3 años), de los cuales cerca de $5,4 billones serán para construir 9.657 kilómetros de transporte de energía al 2025 (6.227 kilómetros de ellos para el transporte de energías renovables no convencionales), consolidando a ISA como líder latinoamericano en transmisión de energía.

Cerca del 66% del total de las inversiones estimadas para 2023 se destinará a proyectos en Colombia. Las inversiones en el exterior, que corresponden al 34% del total, buscan asegurar los recursos de largo plazo para fondear la transición energética y avanzar en inversiones de bajas emisiones, primordialmente en el negocio de transmisión eléctrica. Estas inversiones se realizarán en Estados Unidos, principalmente en el Permian (19%), así como en Brasil (9%), Perú (3%) y Chile (3%).

Para el segmento de exploración y producción, las inversiones permitirán alcanzar niveles de producción orgánica en 2023 entre 720 y 725 mil barriles de petróleo equivalentes por día (76% petróleo y 24% gas y productos blancos), y estarán enfocadas en tecnologías de recobro mejorado para maximizar los recursos existentes en los yacimientos y compensar la declinación natural de los campos.

Así mismo, entre 2023 y 2025 se perforarán 1.600 pozos de desarrollo, 574 de ellos en 2023. Además, se prevé la perforación de 25 pozos exploratorios en 2023, ubicados en las cuencas de Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena, Piedemonte y Caribe Costa Afuera.

Las inversiones en el segmento de transporte corresponden al 5% del total del plan para 2023, concentrándose principalmente en proyectos de integridad y confiabilidad de la infraestructura, desarrollados por Cenit, Ocensa, ODC y ODL e incluye recursos asociados al plan de expansión de poliductos.

Las inversiones en el segmento de refinación corresponden al 7% del total estimado para 2023. Estas seguirán enfocadas en el aseguramiento de la confiabilidad, disponibilidad y sostenibilidad de la operación de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, para fortalecer la seguridad energética del país, la transición energética y la descarbonización, por medio del desarrollo de los programas de calidad de combustibles y gestión de agua residual. La carga conjunta esperada de las refinerías estará entre 420 y 430 mil barriles por día.

Fuente: Ecopetrol