Categoría: Industria

El nuevo laboratorio inicia sus actividades en Puerto Wilches, en el marco del encuentro de resultados del Estudio de Impacto Ambiental de Kalé, proyecto piloto de Investigación Integral de YNC.

22 de septiembre de 2021.   Ecopetrol puso en operación el Laboratorio Ambiental Móvil para la región del Magdalena Medio, que hace parte del compromiso adquirido por la Empresa con las comunidades para que tengan un mejor conocimiento de las variables ambientales presentes en su entorno.

El vehículo recorrerá el Magdalena Medio con un cronograma de actividades que incluirá el acompañamiento al desarrollo de las distintas etapas de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en Yacimientos No Convencionales (YNC), en el que las comunidades tendrán participación dentro del proceso de monitoreo, entre otros aspectos.

Así mismo, con el apoyo del Instituto Universitario de la Paz (UNIPAZ), se capacitará a representantes de las comunidades del Magdalena Medio para que logren una apropiación social del conocimiento, a través de las capacidades tecnológicas disponibles en el laboratorio ambiental móvil.

“El laboratorio contribuye a que la comunidad se interese, comprenda y desarrolle estrategias de apropiación de la tecnología que se encuentra disponible para el monitoreo y protección del medio ambiente, a través de parámetros ambientales de medición”, expresó Catalina Velásquez, gerente de Asuntos Externos de la Vicepresidencia de Yacimientos No Convencionales de Ecopetrol.

En el ejercicio de apropiación social del conocimiento, Ecopetrol contará con equipos de la más alta tecnología para realizar mediciones a determinados parámetros de calidad de agua y de aire,así como de meteorología, información que también servirá para las diferentes actividades agroindustriales que se realizan en la zona.

Estos equipos de medición cuentan con tecnologías de Estados Unidos, Alemania, Japón y Colombia. Algunas de las soluciones innovadoras también han sido hechas en el país, e incluyen prototipos de monitoreo ambiental desarrollados por jóvenes investigadores de universidades colombianas.

Las obras incluyen la construcción de dos nuevas subestaciones en los departamentos del Huila y Valle del Cauca y la instalación de nuevos equipos en subestaciones de Antioquia y Santander para atender nueva oferta de energía.

21 de septiembre de 2021.   El Ministerio de Minas y Energía autorizó la construcción de ocho nuevos proyectos de transmisión en diferentes departamentos del país, que contribuirán a la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica.

“Estamos comprometidos con brindar a los hogares colombianos un servicio de energía eléctrica eficiente, confiable y sostenible. Además, el desarrollo de estos proyectos nos permitirá seguir avanzando en la transición energética de Colombia con la incorporación al sistema eléctrico de nuevos proyectos de energía renovable no convencional, especialmente en la región Caribe”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

El ‘Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión’ contempla la construcción de dos nuevas subestaciones en los departamentos del Huila y Valle del Cauca, para la conexión de nuevas plantas de generación de energía, lo que podría impactar a la baja los precios de energía.

Para atender la creciente oferta de energía también se instalarán nuevos transformadores en las subestaciones Sogamoso (Santander) y Primavera (Antioquia) para aumentar su capacidad. Adicionalmente, en la Subestación San Marcos, en el Valle del Cauca, se realizarán trabajos adicionales para mejorar la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica para los usuarios.

Además, con el fin de permitir la conexión al sistema nacional de nuevos proyectos de generación, especialmente parques eólicos que se construirán en la región Caribe, en subestaciones de La Guajira, Cesar, Magdalena y Atlántico se instalarán dispositivos FACTS, los cuales permiten controlar la transferencia de energía por las líneas de transmisión y redireccionarla para evitar sobrecargas.

Finalmente, también se ampliará la capacidad de la subestación Nueva Esperanza, ubicada en Cundinamarca, para permitir la conexión de nuevos usuarios en la zona.

Estos nuevos proyectos de transmisión deberán entrar en operación entre 2022 y 2026, y serán ejecutados a través de convocatoria pública o ampliaciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN), lo cual estará a cargo de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

De acuerdo con la imputación, no tenía sentido haber dado continuidad al proyecto, destinando los recursos que se recibieron vía capitalización de Bioenergy S.A.S. para terminar la construcción de la planta “El Alcaraván”, cuando la Tasa Interna de Retorno de la inversión al momento de la terminación unilateral del contrato con Isolux era tan solo del 2,44%. 

20 de septiembre de 2021.   La Contraloría General de la República (CGR) imputó responsabilidad fiscal en 920.646 millones de pesos por la pérdida de recursos públicos de BIOENERGY S.A.S., BIOENERGY Zona Franca S.A.S. y ECOPETROL, con ocasión de las inversiones realizadas para la terminación del componente industrial de la Planta de Producción de Etanol “El Alcaraván”, en el departamento del Meta, a 29 de diciembre de 2017. 

A pesar de que financieramente el proyecto no era viable, se dio continuidad a su construcción, pagando aproximadamente 434 millones de dólares más respecto del caso de negocio presentado en octubre de 2011; situación que unida al deficiente desarrollo del componente agrícola, originó que no se diera la productividad esperada, por cuanto BIOENERGY S.A. y BIOENERGY Zona Franca S.A.S. se encuentran en liquidación, lo que hace imposible obtener los flujos de recursos que permitan su recuperación. 

La entidad determinó que, sin haber consolidado el proyecto agrícola con la siembra de la caña necesaria para ser utilizada en la planta de etanol, e incluso, sin que se hubiera obtenido la variedad optima, se adelantó la ejecución del recurso público para la construcción de la planta, invirtiendo dineros adicionales que generaron pérdidas por el orden de un billón cuarenta y tres mil millones de pesos, que corresponde al valor de las capitalizaciones realizadas a BIOENERGY Zona Franca S.A.S., para la ejecución del proyecto industrial. 

Presuntos responsables:  

Mediante Auto No.1481 del 17 de septiembre de 2021, la Contraloría  Delegada Intersectorial No. 6 de la Unidad de Investigaciones Especiales contra la Corrupción imputó responsabilidad fiscal, a título de culpa grave, contra: 

*Jaime Leonardo Flórez Muñoz, gerente General de BIOENERGY Zona Franca S.A.S. (2009-2012),  

*Aleck Remberto Santamaría de la Cruz, gerente General de BIOENERGY Zona Franca S.A.S. (2012-2015), y 

*María Elena Velásquez Restrepo, Juan Felipe Múnera Yepes, Gloria Inés Cortes Arango, Myung – ho Lee y Claudia Castellanos Rodríguez, en su calidad de miembros principales de la Junta Directiva. 

Igualmente, se archivó la investigación a los siguientes presuntos responsables, frente a los cuales se surtirá el grado de Consulta: Juan Carlos Roa Márquez y la firma española ISOLUX INGENIERIA S.A. 

Un proyecto que no debió continuar 

Los antecedentes de este proceso se relacionan con el hecho que BIOENERGY Zona Franca S.A.S. contrató con la empresa española ISOLUX INGENIERÍA S.A., mediante Contrato ZF No. 050-10 de junio de 2010, la construcción de la planta industrial de Producción de Etanol “El Alcaraván”, en Puerto López (Meta), con un plazo de 22 meses, la cual iniciaría a funcionar en abril o mayo de 2012. 

Sin embargo, el 8 de abril de 2014, después de firmar 6 otrosíes, BIOENERGY Zona Franca terminó el contrato y, para continuar con la ejecución del proyecto en su componente industrial, suscribió el 18 de julio de 2014 el contrato ZF No. 0010 -14 con el CONSORCIO MENEGUA, con un plazo de 14 meses, el que tampoco se cumplió, al celebrar 15 otrosíes, y con el CONSORCIO APPLUS, la interventoría (15 de septiembre de 2014). 

Se reprocha por parte del ente de control, el haber dado continuidad a un proyecto que mostraba los indicadores financieros con tendencia a la baja, por cuanto en 2017, año en que se certificó el arranque de la planta industrial (14 de julio), estos se encontraban negativos (Tasa Interna de Retorno -1.2% EA y Valor Presente Neto -609), con la obtención de utilidades sólo hasta el 2027. 

La CGR comprobó que desde el momento anterior a la celebración del otrosí No. 6 al contrato C-050-10, en diciembre de 2013, las condiciones financieras mostraban el decrecimiento de la Tasa Interna de Retorno, el cual fue contundente, por cuanto para la fecha que se preveía entraría en funcionamiento la planta “El Alcaraván” (28 de marzo de 2013), la TIR ya se mostraba inferior en un 50% frente al caso de negocio. 

Firmado el otrosí No. 6 y terminado el contrato EPC (Ingeniería, Compras y Construcción), en junio de 2014, se aprobó el control de cambios 2, pasando el CAPEX del proyecto de USD$459 a USD$750 millones de dólares, al mismo tiempo que la TIR pasaba del 6.49% EA a 2.44% EA y el VPN del mismo de -102,61 a -152,3 (de junio de 2013 a junio de 2014).  

La justificación de la celebración de este control de cambios se dio, entre otras razones, por la contratación que BIOENERGY debió ejecutar para finalizar el proyecto, aumentando de forma considerable los costos de contratos a precios unitarios, e implicando un control mayor con aumento de costos de interventoría y costos de personal en equipo de proyecto. 

Concluye la imputación que, con estos indicadores, no tenía sentido haber destinado los recursos que se recibieron vía capitalización de Bioenergy S.A.S., para terminar la construcción de la planta “El Alcaraván” cuando la Tasa Interna de Retorno de la inversión al momento de la terminación unilateral del contrato con Isolux era tan solo del 2,44%. 

Controles de cambios y declive de la TIR y el VPN 

Pese a lo anterior, el 19 de abril de 2016, se aprobó el control de cambios No. 3, en donde el CAPEX del proyecto pasó de USD$750 MM a USD$733, pero la TIR del proyecto pasó de 2.44% EA a 1.24% EA y el VPN del proyecto de -152,3 a -401. 

Finalmente, con el control de cambios No. 4 aprobado en febrero de 2017, el CAPEX llegó a USD$778 MM, con una TIR del proyecto de -1.2% EA y el VPN del proyecto pasó de -401 a -609.  

Es así, como se probó que los constantes aumentos en valor y tiempo de ejecución, trajeron como consecuencia que el valor acumulado del proyecto aumentara al actualizar el caso de negocio, señala la Contraloría. 

También se determinó que, desde noviembre de 2011, con el otrosí No. 5 (noviembre de 2011), los indicadores financieros tuvieron cambios significativos hasta la fecha de terminación unilateral del contrato con ISOLUX (8 de abril de 2014) y la contratación con el Consorcio MENEGUA (18 de julio de 2014) y el Consorcio APPLUS para la interventoría (15 de septiembre de 2014), lo que originó los controles de cambios, siendo el número 2, el más significativo en el declive de la TIR y el VPN del proyecto. 

Concluye también la imputación que, la situación financiera del proyecto no solo era evidente con el incremento en los costos de la construcción de la planta, sino que período tras período, los estados financieros de la sociedad evidenciaban el deterioro de las inversiones, reflejado en el incremento en las pérdidas que iban consumiendo el patrimonio social, situación que era conocida incluso de manera mensual en las reuniones de la Junta Directiva, sin que se evidenciara pronunciamiento ni correctivo alguno encaminado a revertir este deterioro.   

Se tiene entonces que, no se tomaron las decisiones que permitieran modificar el curso de los acontecimientos a medida que estos se iban desarrollando, para poner fin a las pérdidas que se generaban período a período, suscribiendo desde el otrosí No. 5 al contrato C-050-2010, hasta el celebrado con el Consorcio MENEGUA y la interventoría con APLUS, aplazamientos en el cronograma que originaron la necesidad de suscripción de los controles de cambio y las correspondientes capitalizaciones con conocimiento de que se seguirían presentando pérdidas para la sociedad. 

Todo lo anterior quedó corroborado, aún más, cuando BIOENERGY S.A. y BIOENERGY Zona Franca S.A.S., el 31 de enero de 2020, radicaron ante la Superintendencia de Sociedades una solicitud encaminada a que se realizara la apertura del “proceso de reorganización”, por las pérdidas en que incurrió y que le impedían cancelar oportunamente sus obligaciones, y cuando el 17 de junio del mismo año se solicitó terminar este proceso y entrar en liquidación. 

Es de anotar que la planta fue terminada en 2017, con una capacidad de producción de etanol de 504.000 litros al día, pero entre este año y el 2019, se produjeron 131.209.887 litros, lo que se traduce en una utilización de 73 días para el año 2017, 94 para el 2018 y 98 para el 2019, lo que ratifica que el proyecto agrícola fue un fracaso, lo cual se podía evidenciar desde los inicios del proyecto. 

Fuente: Contraloría General de la República.

El Grupo Energía Bogotá (GEB), que nació en 1896, pasó de ser un jugador local a una multilatina con 11 filiales en energía eléctrica y gas natural en Colombia, Perú, Brasil y Guatemala.

17 de septiembre de 2021.   El Grupo Energía Bogotá, una de las compañías con mayor tradición en el sector energético de Colombia y América Latina, celebró sus 125 años de trayectoria, con un evento en el teatro Julio Mario Santo Domingo, de Bogotá.

Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB, destacó el crecimiento de la compañía, que nació en 1896 en Bogotá, y que pasó de ser un jugador local a una multilatina con presencia en Colombia, Perú, Brasil y Guatemala, con 11 filiales en transmisión de energía eléctrica y transporte y distribución de gas natural.

Ahora, el Grupo se prepara para enfrentar una nueva etapa con la participación en negocios de energías renovables no convencionales y en proyectos para Bogotá, gracias al Acuerdo Marco de Inversión (AMI) anunciado este año, y que permitirá la creación de una compañía que incorporará los activos de Emgesa, Codensa, Enel Green Power y Essa Chile, en Colombia, Panamá, Costa Rica y Guatemala.

Las inversiones de la nueva compañía para los próximos dos años ascenderán a $2 billones, recursos que se destinarán a energías renovables no convencionales y nuevos proyectos para Bogotá. 

Así lo anunció Lucio Rubio, gerente de Enel Colombia, quien señaló que están construyendo parques solares en La Guajira y Cesar que generarán 1.000 megavatios, y esperan tener instalados 7.000 megavatios en energías renovables en 2027. Adicionalmente, construirán 30 nuevas subestaciones para Bogotá con el fin de acompañar el plan expansión de la ciudad y trabajarán en automatización y digitalización de redes, con inversiones que superarán los $500.000 millones. La otra gran apuesta será la movilidad eléctrica.

“No hay muchas empresas en el mundo que hayan cumplido 125 años, como el Grupo Energía Bogotá, con el que tenemos una alianza público-privada que ha sido exitosa y buena para el GEB, para Enel y para Bogotá”, resaltó Rubio.

La alcaldesa Claudia López, por su parte, destacó esta alianza, al señalar que permitirá la creación de una compañía más grande, más innovadora, más diversificada y con mayor proyección, que beneficiará a Bogotá Región con nuevos proyectos.

De otra parte, en el panel ‘Liderazgo y Energía’, María Fernanda Suárez, ex exministra de Minas y Energía, afirmó que es muy importante para el país impulsar las energías renovables no convencionales y el gas natural, con el fin de brindar confiabilidad a la matriz energética y desarrollar temas como el almacenamiento de energía, el hidrógeno y la captura de carbono.

En la misma sesión, María Lorena Gutiérrez, presidente de Corficolombiana, hizo énfasis en la necesidad de tener mayor seguridad en la regulación e incentivos adecuados para el sector energético, al tiempo que cuestionó el hecho que los intereses particulares primen sobre el interés general, lo que termina frenando el desarrollo de proyectos claves para el país. 

Bigitte Baptiste, rectora de la EAN, enfatizó en la necesidad de distribuir mejor las condiciones de bienestar en el país, al llamar la atención sobre los problemas que afronta la alta Guajira, que se podrían agravar como consecuencia del cambio climático. Así mismo, indicó que se necesitan acciones más contundentes para detener la deforestación en Colombia.

Rescate de tradiciones culturales

Durante el evento de los 125 años, y con el acompañamiento de la Orquesta Filarmónica Juvenil de Bogotá, se realizó el lanzamiento del documental ‘La memoria del territorio: rescate del vallenato tradicional’, que busca recuperar las tradiciones del área de influencia de los proyectos que desarrolla Transmisión, del Grupo Energía Bogotá. Ese es el caso de las poblaciones de La Guajira y Cesar, por donde pasará el proyecto de transmisión de energía eléctrica Colectora, que llevará al país las energías renovables que se producirán en esos departamentos.

El documental rescata las obras de siete juglares, quienes con su música se han convertido en embajadores del país. Ellos son: Isaac ‘Tijito’ Carrillo, Andrés Eliécer ‘el Turco´Gil, José Alberto ‘Beto’ Murgas, José María ‘Chema’ Ramos, Ovidio Granados, Rafael Alejandrino Alvarado y Stella Durán Escalona.

Con esta iniciativa, y las que ha puesto en marcha para proteger la riqueza arqueológica del Perú, el apoyo a las mujeres tejedoras de Guatemala y a preservar la cultura gastronómica de La Loma (Cesar), entre muchas otras, el GEB, en línea con su propósito de “mejorar vidas con energía sostenible y competitiva”, seguirá promoviendo el progreso y bienestar de las comunidades y llevando energía y gas natural a las regiones más apartadas, trabajando en energías limpias y proyectos para las ciudades del futuro.

Fuente: GEB

La próxima conferencia climática de Glasgow en noviembre de 2021 culmina el ascenso de la transición energética como un problema global definitorio y prepara el escenario para lo que viene a continuación: los desafíos de convertir las ambiciones climáticas en acción climática para los Estados Unidos y los líderes mundiales.

15 de septiembre de 2021.   El enfoque global en la transición energética, junto con la adopción internacional de los objetivos de «carbono neto cero», está configurando el «Nuevo Mapa» de la energía y la geopolítica, especialmente a la luz de una pandemia mundial y las crecientes tensiones entre Estados Unidos y China, dice Daniel Yergin, vicepresidente de IHS Markit y autor de The New Map: Energy, Climate and the Clash of Nations.

Cuando los líderes mundiales, incluido el presidente de los Estados Unidos Joe Biden, se reúnan en la Conferencia de las Partes sobre el Cambio Climático de las Naciones Unidas (COP 26) en Glasgow, marcarán el comienzo de la «siguiente fase» en ese mapa, una definida por la tarea de cambiar las ambiciones climáticas en acción práctica.

“Los mapas geofísicos cambian muy lentamente. Pero los mapas políticos, técnicos y económicos pueden cambiar rápidamente, revelando nuevas topografías que presentan múltiples desafíos y necesitan ser recorridos con cuidado”, escribe Yergin. «Estamos en ese terreno hoy».

En The New Map, Yergin, autor de The Quest y The Prize (por el que recibió el premio Pulitzer) analiza un mundo energético que está siendo remodelado por una miríada de fuerzas, desde el notable cambio en la posición energética de los Estados Unidos hasta la tensión geopolítica con China y Rusia, ante la reaparición del automóvil eléctrico y el creciente papel global de las energías renovables, en medio de la perturbación adicional de la pandemia de la Covid-19.

El libro narra el auge de la transición energética como un problema mundial potente y, en el nuevo epílogo, uno de los objetivos más ambiciosos del presidente Biden: reducir las emisiones de EE. UU. en un 50 por ciento para 2030, descarbonizar la electricidad para 2035 y lograr emisiones netas de carbono cero para todo el país para 2050, lo que representa un enorme cambio de dirección para Estados Unidos.

Yergin señala las tensiones inherentes a la administración Biden. Busca hacer del “clima” un criterio importante en todas las políticas, desde la infraestructura hasta la regulación financiera, y presionar a la industria del petróleo y el gas de una manera que podría conducir a un aumento de las importaciones de petróleo. Sin embargo, el propio Biden, a diferencia de sus principales rivales demócratas, se comprometió a no «prohibir el fracking» y, cuando era senador de Estados Unidos advirtió contra la dependencia del petróleo extranjero.

Para la primavera de 2021, más del 70% de las emisiones totales de CO2 del mundo, y el 80% del PIB mundial, estaban bajo el paraguas de cero neto, escribe Yergin.

“El mismo hecho de que tantas naciones hayan aceptado voluntariamente algo tan fundamental y tan desafiante como la neutralidad de carbono es notable. Lo que lo hace aún más notable es que gran parte de esto se hizo durante la época de la Covid-19, cuando los bloqueos se volvieron omnipresentes y la actividad económica disminuyó ”, escribe Yergin.

El acuerdo climático de París de 2015 también se ha convertido en un toque de atención fuera del gobierno, observa Yergin. Las firmas financieras, que representan muchas decenas de billones de dólares en activos, han agregado el “riesgo climático” a los criterios por los que toman decisiones de inversión y préstamos. Más de 30 bancos centrales han elevado el «clima» a sus mandatos. La “divulgación climática”, cuyo objetivo es demostrar cómo las estrategias de la empresa se alinean con el objetivo de París, se ha convertido en un requisito de los informes de la empresa.

Ahora el mundo se está moviendo de la era «después de París» a una nueva y desafiante fase «posterior a Glasgow», planteando preguntas difíciles que estarán en la agenda global durante años, dice Yergin.

“A estas alturas, el ‘Qué’ se ha vuelto claro en términos de transición energética: carbono cero neto”, escribe. “Pero lo que permanece incierto es el ‘Cómo’. Cómo llegar hasta la neutralidad de carbono en una economía global que actualmente depende de los combustibles fósiles para el 80 por ciento de su energía ”.

En muchos sentidos, la aceleración de la transición energética eclipsó varios eventos notables en todo el espectro energético durante un año tumultuoso, escribe Yergin. Entre ellos:

• El colapso sin precedentes de la demanda de petróleo al inicio de la Covid (que envió brevemente los precios a territorio negativo), pero luego la demanda de petróleo se recuperó, elevando los precios a un nivel que permitiría nuevas inversiones en proyectos.
• A fines de 2020, por primera vez en 72 años, los Estados Unidos en términos netos eran independientes de la energía, un evento tan significativo como pasado por alto.
• Los nuevos desarrollos tecnológicos, incluida la captura y el almacenamiento de carbono, han hecho que las soluciones energéticas «verdes» o «limpias» sean competitivas a escala internacional. Y el hidrógeno ha pasado a ser una importante fuente de energía potencial para 2050.
• La industria de esquisto de Estados Unidos, particularmente afectada por el colapso de COVID en los precios del petróleo, se estabilizó y Estados Unidos sigue siendo el principal productor mundial de petróleo y gas natural.
• Un estrés sin precedentes en las cadenas de suministro mundiales está elevando los costos y ayudando a aumentar la inflación: el costo de enviar un contenedor desde China a Estados Unidos ha aumentado de 1.500 a 30.000 dólares.
• Con el cambio a los automóviles eléctricos, la demanda de minerales críticos se disparará (el litio aumentará en un 4.300%, el cobalto y el níquel en un 2.500%), con un vehículo eléctrico que usa 6 veces más minerales que un automóvil convencional y una turbina eólica que usa 9 veces más minerales que una planta de energía a gas.
• Las nuevas cadenas de suministro globales para «carbono neto cero», comenzando con la minería, también serán objeto de escrutinio por su huella de carbono y ESG, ya que «Big Oil» da paso a «Big Shovels».
• Los recursos necesarios para el «sistema energético intensivo en minerales» del futuro también están muy concentrados en relativamente pocos países. Mientras que los tres principales productores de petróleo del mundo son responsables de alrededor del 30 por ciento de la producción total, los 3 principales productores de litio controlan más del 80% del suministro. China controla el 60% de la producción de tierras raras necesaria para las torres eólicas, y la República Democrática del Congo, el 70% del cobalto necesario para las baterías de vehículos eléctricos.

La situación se vuelve más compleja por una nueva era de competencia entre grandes potencias y rivalidad estratégica, particularmente entre China y Estados Unidos, escribe Yergin. 

La administración Biden ha demostrado ser aún más inclinada hacia el futuro que la de Trump, buscando movilizar a la Unión Europea y al Quad (el diálogo de seguridad entre Estados Unidos, India, Japón y Australia) en Asia en una posición cada vez más tensa.

“Aquí es donde los mapas geopolíticos y energéticos se superponen”, escribe. «La rivalidad entre las grandes potencias creará desafíos para la economía mundial, incluida la competencia intensificada por los recursos y presiones adicionales sobre lo que se convertirá en las cadenas de suministro cada vez más estresadas para el carbono cero neto».

También está surgiendo una nueva división global «Norte / Sur», que crea nuevas tensiones entre los países desarrollados y en desarrollo, escribe. “La transición energética significa ciertamente algo muy diferente para un país en desarrollo como India, donde cientos de millones de personas empobrecidas no tienen acceso a energía comercial, que Alemania o los Países Bajos”, agrega.

Todo esto se suma a una nueva era en la relación entre la energía y las naciones, marcada por el surgimiento del cambio climático como una de las características definitorias del Nuevo Mapa .

“El impulso hacia el carbono cero neto en cuestión de unas pocas décadas significará rehacer la economía global, y hacerlo en un período de tiempo notablemente corto. Requerirá una gran inversión, traerá dislocaciones, aumentará las cargas financieras de los gobiernos e impondrá altos costos en algunas partes de la economía ”, escribe Yergin. 

“Al mismo tiempo, creará nuevas e importantes oportunidades económicas, abrirá nuevas fronteras para la tecnología y la innovación, y estimulará el espíritu empresarial y la creatividad. Pero, si bien presentará nuevas vías de cooperación, también creará riesgos de conflicto», concluye.

Fuente: IHS Markit

Las propuestas están encaminadas a lograr mayor confiabilidad en el suministro de energía, dinamizar la oferta y demanda del gas natural, mejorar la focalización de subsidios y fortalecer y modernizar las instituciones y entidades del sector.

15 de septiembre de 2021.   Con base en las recomendaciones que realizaron los 23 expertos nacionales e internacionales de la Misión de Transformación Energética, el Ministerio de Minas y Energía priorizó 39 propuestas que serán ejecutadas en el corto y mediano plazo con el fin de modernizar y transformar el sector eléctrico.

“Esta hoja de ruta es el resultado de un trabajo conjunto de más de dos años que nos permitirá preparar al sector para los nuevos desafíos, modernizar el marco institucional y regulatorio y facilitar la incorporación de nuevos agentes, tecnologías y esquemas transaccionales al mercado de energía, lo cual es fundamental para ofrecer un servicio de energía seguro, sostenible y a precios competitivos”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa. 

El desarrollo de la Misión de Transformación Energética inició en 2019 con el análisis por parte de los expertos de los temas en torno a cinco focos estructurales del mercado: 

1. Competencia, participación y estructura de mercado

2. Rol del gas natural en la transformación energética

3. Descentralización, digitalización de la industria y gestión eficiente de la demanda

4. Cierre de brecha, mejora de calidad, y diseño y formulación eficiente de subsidios

5. Revisión del marco institucional y regulatorio del sector 

Las propuestas que fueron priorizadas por el Ministerio de Minas y Energía están encaminadas a promover la participación de los usuarios en los mercados eléctricos y rediseñar las tarifas con el fin de motivar un consumo de energía más eficiente.

Los cambios en la estructura tarifaria deberán ser graduales e ir de la mano con la modernización de la red y la implementación de medidores inteligentes en los hogares. 

Así mismo, se acogió la recomendación de ajustar el Cargo por Confiabilidad para que cuente con mecanismos de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) diferentes para plantas existentes y para plantas nuevas o en construcción.

En cuanto a gas natural, se propone garantizar el abastecimiento y confiabilidad del suministro de este combustible a través de la liberalización del mercado y la planeación de las expansiones del Sistema Nacional de Transporte (SNT) para un horizonte de 10 años. 

Otra de las propuestas priorizadas es la unificación de los fondos de energía eléctrica con el fin de hacer un uso más eficiente de los recursos y focalizarlos hacia la financiación de proyectos estratégicos destinados al cierre de brechas. Además de lograr una mejor focalización de los subsidios para que lleguen a los hogares que realmente los necesitan. 

En el quinto foco se priorizará el fortalecimiento y modernización de instituciones y entidades del sector como la CREG, la UPME, la SuperServicios, el Consejo Nacional de Operación (CNO) y el Comité Asesor de Comercialización (CAC), además de la creación de nuevos agentes con el fin de responder a los nuevos servicios y desafíos del sector eléctrico. 

La construcción de la hoja de ruta contó con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y el Banco Mundial y fue consultada con las empresas del sector, las instituciones, los gremios y la academia, a través de múltiples reuniones bilaterales y talleres públicos. 

Inicialmente, las recomendaciones de la Misión fueron publicadas para consulta y se socializaron con los agentes con el fin de recibir sus opiniones sobre las mismas.

En la segunda fase, con el apoyo de dos consultores nacionales y el equipo de la Secretaría Técnica de la Misión, se construyó la hoja de ruta con una priorización de las diferentes propuestas realizadas en la primera etapa, la cual fue publicada para comentarios de los agentes del mercado en febrero de 2021. Luego del periodo de comentarios se ajustaron las propuestas priorizadas y se realizó un taller con la industria.

Al respecto, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, señaló: “Esta es una hoja de ruta positiva para el gas natural y su rol en la transición energética. Además, las acciones planteadas buscan fortalecer la institucionalidad del sector. Naturgas ha participado de manera activa en su construcción y el gobierno ha respondido a las principales preocupaciones del gremio con el propósito de asegurar el abastecimiento de los más de 10.3 millones de usuarios, y así aportar al desarrollo del país.

«Esperamos que los estudios que se vayan a realizar den luces para dinamizar el desarrollo de recursos de gas local, aumentar la competitividad del sector y hacer crecer la demanda con reglas que eliminen las barreras e inflexibilidades.”

Descargue la cartilla de la Misión de la Transformación Energética: https://www.minenergia.gov.co/cartilla-mision-transformacion-energetica

La llave maestra del trabajo del GDIAM ha sido la de definir una visión compartida de la minería en Colombia que se resume en la fórmula: «Minería, sí, pero incluyente, resiliente y competitiva».

9 de septiembre de 2021.   El Grupo de Diálogo sobre Minería en Colombia (GDIAM) en conjunto con la Universidad Externado de Colombia, realizó el lanzamiento virtual de su cuarta publicación “Propuestas para una minería incluyente en Colombia”, informe que recoge la actualización y precisión de la tipología para la minería, ordenamiento territorial, comunidades étnicas y minería, y la participación ciudadana efectiva para una minería incluyente.

Con más de siete años de trabajo, esta experiencia de diálogo entre diferentes, incluso opuestos, ha arrojado resultados concretos, gracias a la disposición de los miembros del Grupo de sentarse a la mesa con intención constructiva y con ánimo de proponerle al país fórmulas que puedan ser útiles para hacer de la minería una actividad aliada del progreso del país y de sus gentes. Dichos acuerdos han sido la base para desarrollar una amplia labor de incidencia en políticas públicas.

Así, se han formulado propuestas y concretado acciones específicas en temas relacionados con la participación ciudadana, la consulta previa, las políticas ambientales, el apoyo a la pequeña minería y los procesos de formalización de mineros. La llave maestra del trabajo del GDIAM ha sido la de definir una visión compartida de la minería en Colombia que se resume en la fórmula: «Minería, sí, pero incluyente, resiliente y competitiva».

A la luz de esa visión de la minería, el GDIAM ha retomado algunos temas previamente trabajados para revisarlos, actualizar los diagnósticos y las propuestas, y aportar nuevos elementos para la discusión desde la realidad minera en el país, de las decisiones de política pública y de nuevos hechos que caracterizan el desenvolvimiento de este sector de la economía colombiana.

La cuarta publicación del GDIAM se puede descargar del sitio web https://gdiam.org/ .

Asambleas Generales de los Tenedores de Bonos Ordinarios de Enel-Codensa y de Enel-Emgesa, aprobaron el compromiso de fusión entre las sociedades Emgesa, Codensa, Enel Green Power Colombia y ESSA2.

8 de septiembre de 2021.   Luego de celebrar las reuniones de primera convocatoria de Asambleas de Tenedores de Bonos de Enel-Codensa (con un 80,42% de quorum) y de Enel-Emgesa (con un 93,88% de quorum) se aprobó la fusión entre Emgesa S.A. ESP como sociedad  absorbente y Codensa S.A. ESP, Enel Green Power Colombia S.A.S. ESP y ESSA2 SpA como sociedades absorbidas, según lo establecido en el acuerdo firmado entre Enel Américas controlante de las compañías de Enel en el país y su accionista Grupo de Energía de Bogotá (GEB).

De esta forma se cumple con un paso más en el proceso de aprobaciones que se requieren para esta reorganización societaria, que incluye activos de Enel en Colombia, Costa Rica, Panamá y Guatemala. Surtido este proceso se seguirá avanzando con las demás autorizaciones requeridas para lograr el perfeccionamiento de la operación.

“Con la aprobación de la fusión en las asambleas de tenedores de bonos, en el marco del acuerdo entre Enel Américas y el Grupo de Energía de Bogotá, seguimos adelante en la materialización de esta alianza transformadora, que permitirá afrontar los retos de la transición energética con mayor competitividad y resiliencia a través de una compañía más sólida”, señaló Lucio Rubio Díaz, director General de Enel en Colombia.

Como se ha venido informando, esta alianza público-privada se enfocará en los siguientes pilares:

• La integración de los activos renovables colombianos y centroamericanos del Grupo Enel, que tienen un sólido perfil de caja, lo que aportará a la solidez financiera de la nueva compañía, cuyo valor patrimonial superará los 30 billones de pesos.
• Apuesta conjunta para las inversiones verdes, lo que permitirá crecer más de un 50% la capacidad instalada de la compañía ascendiendo a más de 5000 MW en 2023.
• Acuerdo sobre pago de dividendos con reglas claras y objetivas. Se prevé un incremento de dividendos ordinarios de más de 2 billones de pesos anuales a partir del 2022. Adicionalmente, se distribuirán todas las utilidades retenidas por un monto total de 2,1 billones de pesos.
• Nueva palanca de oportunidades de crecimiento de largo plazo a través de la entrada en el negocio de las renovables y del acceso a los nuevos mercados de Centroamérica.
• Trabajo conjunto para acompañar el desarrollo de Bogotá hacia una megaciudad sostenible, impulsando proyectos de movilidad eléctrica masiva e individual, automatización y digitalización de las redes eléctricas, nuevos servicios para los clientes, el trabajo continuo para la mejora de la calidad del servicio, soluciones de eficiencia y transformación energética a través de la instalación de paneles solares y la modernización del sistema de alumbrado público.

Fuente: ENEL

Colombia y la Agencia Internacional de Energía acordaron la hoja de ruta para la adhesión definitiva del país al organismo.

7 de septiembre de 2021.   El presidente Iván Duque, en compañía de los ministros de Minas y Energía, Diego Mesa, y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Carlos Correa, lideró una reunión virtual con el director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por su sigla en inglés), Fatih Birol, con el fin de definir la hoja de ruta que seguirá Colombia para completar el proceso de adhesión definitiva del país a la Agencia.

“Fue una reunión muy productiva, liderada por el presidente Iván Duque, en la que discutimos el proceso de adhesión como miembros full de la Agencia. El próximo 14 de septiembre nos reuniremos nuevamente para definir la hoja de ruta del proceso, que permitirá a Colombia participar en todo lo relacionado con las decisiones de política pública que toma la Agencia en materia energética”, aseguró el ministro Mesa.

Durante el encuentro también se acordó un trabajo conjunto en materia de Transición Energética y el rol que jugará la Agencia para apoyar los objetivos de Colombia de lograr reducir en un 51% las emisiones de gases efecto invernadero a 2030 y alcanzar el objetivo de ser un país carbono neutral para el 2050.

Actualmente, Colombia ya participa de la mayoría de comités que tiene la Agencia luego que esta aceptara la solicitud formal hecha por el Gobierno Nacional para su adhesión el pasado mes de julio como miembro oficial, reconociendo así el liderazgo regional que viene adelantando el país en materia de Transición Energética.

Hoy, el país cuenta con 15 granjas, 7 proyectos de autogeneración a gran escala y más de 1.500 proyectos solares fotovoltáicos de autogeneración a pequeña escala que aportan un total de 304 MW, el equivalente a suministrar energía a 283.606 familias, y representan una reducción de 477.556 toneladas de CO2 al año.

Además, Colombia seguirá consolidando la diversificación de su matriz eléctrica, con la incorporación de cada vez más energías renovables no convencionales y que permitirán pasar de menos del 1% en la matriz en 2018 a más del 10% para el 2022.

Fuente: Minenergía