Categoría: Opinión

Las bases para que los gases combustibles (Gas natural, GLP e hidrógeno) cumplan su papel protagónico en la Transición Energética en Colombia, están sentadas. Ahora lo que se requiere es mayor producción nacional de estas fuentes de energía.

Por: MARTÍN ROSAS

8 de octubre de 2021.   Hay que reconocer que el gobierno del presidente Duque dejó establecido el marco de políticas públicas para la Transformación Energética, donde, además del impulso a las fuentes renovables no convencionales, los gases combustibles jugarán un papel protagónico.

Por un lado, el 10 de julio de 2021 se promulgó la Ley 2099de “Transición Energética” que, entre otras cosas, busca que Colombia se convierta en un país atractivo para la inversión en energías renovables no convencionales, establece incentivos tributarios a las empresas que contribuyan a la lucha contra el cambio climático, deducciones en gravámenes y aranceles para los proyectos de hidrógeno verde y azul, así como estímulos para inversiones y equipos de almacenamiento de energía a gran escala.

Por otro lado, el 4 de agosto de 2021 se sancionó la Ley 2128 encaminada a impulsar la utilización del gas combustible en Colombia, con beneficios e incentivos en materia fiscal y ordenando implementar medidas y programas tendientes a masificar el uso del gas licuado de petróleo (GLP) distribuido por cilindros, y su uso en vehículos dedicados (para carga, para el transporte público de pasajeros o para transporte de servicio especial), entre otras medidas.

Así mismo, esta Ley fijó otros incentivos. Se destaca que los vehículos nuevos que funcionan con gas combustible quedarán exentos de medidas restrictivas de tránsito (pico y placa) y del requisito de obtención del certificado de emisiones contaminantes. Otro de los incentivos es que las tarifas de impuestos sobre estos vehículos no podrán superar en ningún caso el uno por ciento del valor comercial del automotor. Además, obliga a que las flotas de transporte público de pasajeros así como el parque automtor de las entidades públicas tengan por lo menos un 30% del equipo a gas.

Con respecto al GLP, con la aprobación del Proyecto de Ley 391-21S, finalmente se dio vía libre para que este combustible sea utilizado en vehículos automotores (AutoGLP) y naves naúticas (NautiGLP), al tiempo que se le da impulso al plan de sustitución de leña.

El Ministerio de Minas y Energía ya expidió el reglamento técnico que deberán cumplir las estaciones de servicio para suministrar AutoGLP, y está pendiente la reglamentación sobre la calidad del combustible. Sobre los talleres de conversión, mientras sale una reglamentación específica, los talleres de GNV podrán realizar las conversiones a AutoGLP.

Finalmente, sobre el hidrógeno, el Minenergía dejó trazada la ‘Hoja de ruta’ para que este energético comience a ser utilizado como combustible y producido de forma masiva, con la ventaja que tanto su producción (hidrógeno verde) como su uso no generan contaminantes ni emisiones de gases efecto invernadero.

Así las cosas, el camino está despejado para que los gases combustibles ejerzan su función en la Transición Energética, la cuestión ahora es aumentar la oferta. Colombia atraviesa por una baja sostenida durante los últimos diez años en las reservas de gas natural, con menos de tres terapiés cúbicos, y Ecopetrol ha venido retirando paulatinamente GLP del mercado, pues le resulta más rentable utilizarlo en otros usos, como la refinación y la colidución de crudos pesados.

Así las cosas, las señales del mercado son de una dependencia inmediata de las importaciones en ambos energéticos gaseosos (GLP y gas natural) y, por tanto, sujetos a las cotizaciones internacionales.

Al cierre de esta edición (finales de 2021), las cotizaciones del GLP estaban históricamente altas, por encima del dólar el galón de propano. Si la producción estadounidense no aumenta, lo más probable es que el país tenga que pagar un GLP costoso, poniendo una limitante a la masificación de este combustible considerado limpio.

Por el lado del gas natural, las esperanzas de un aumento significativo de reservas están puestas en los yacimientos no convencionales y en el offshore del Caribe (entre ambos se estiman reservas por 54 terapiés cúbicos), pero estos desarrollos tardan entre 3 y 10 años, y si a esto se le suma que la planta de regasificación del Pacífico se encuentra encallada en las discusiones sobre su conveniencia, y si Hidroituango no entra a generar a tiempo, con un anunciado Fenómeno del Niño, el sistema energético colombiano estará bajo una situación de estrés dentro de dos años. Ojo al 2024.

En síntesis, ya se tienen las leyes que le dan el impulso necesario a los gases combustibles en Colombia, ahora de lo que se trata es de tener disponibles las moléculas.

En el artículo de septiembre se hizo un resumen de la Conferencia de las Partes (COP) y sus arreglos institucionales, al igual que de la agenda preliminar de la COP26 a realizarse en Glasgow entre el 31 de octubre y 12 de noviembre. Este artículo examina dos de los puntos más relevantes a discutir en la COP26: mercados de carbono y transparencia.

Por: CENTRO REGIONAL DE ESTUDIOS DE ENERGÍA

5 de octubre de 2021.   El Acuerdo de París es un tratado internacional sobre el cambio climático jurídicamente vinculante adoptado por todas las partes dentro de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC, por su sigla en inglés) y ratificado individualmente por la gran mayoría de las partes, entre ellas Colombia (ver Ley 1844 de 2017).

En 2018, durante la COP24 en Katowice, las partes adoptaron lo que se conoce informalmente como el “libro de reglas” del Acuerdo de París, en el que se detallaron las normas y procedimientos para aplicar el Acuerdo. No obstante, las partes no pudieron llegar a un acuerdo sobre las normas de aplicación del artículo 6, que aborda precisamente el uso de enfoques basados en los mercados.

El artículo 6 del Acuerdo de París contempla tres mecanismos, dos de los cuales se refieren a mercados de carbono y el tercero a enfoques no relacionados con el mercado:

• Los parágrafos 6.2 y 6.3 establecen los principios para la utilización de los resultados de mitigación de transferencia internacional (ITMO, por su acrónimo en inglés de internationally transferred mitigation outcomes) para la cooperación internacional voluntaria entre países para alcanzar los objetivos de las NDC. En éstos se exige, entre otros, la transparencia y que se evite el doble cómputo cuando dos países participan en la transferencia de sus resultados de mitigación.
• Los parágrafos 6.4 a 6.7 establecen un mecanismo de mercado centralizado supervisado por un organismo designado por la Conferencia de la Partes, en el cual podrán participar entidades públicas y privadas con el fin de contribuir a una mitigación global de las emisiones mundiales, por medio de la reducción de los niveles de emisión de las partes que acogen el proyecto de mitigación, el cual podrá utilizar la otra parte para cumplir con su contribución determinada a nivel nacional.
• Finalmente, los parágrafos 6.8 y 6.9 establecen un programa de trabajo para los enfoques no comerciales.

La COP21 pidió al Órgano Subsidiario de Asesoramiento Científico y Tecnológico (SBSTA, por su sigla en inglés) que elaborara y recomendara orientaciones para el artículo 6.2; reglas, modalidades y procedimientos para el mecanismo del artículo 6.4; y un programa de trabajo para el marco del artículo 6.8, todo ello para su adopción en el primer período de sesiones de la Conferencia de las Partes en calidad de reunión de las Partes en el Acuerdo de París (CMA1) en Katowice.

Debido a la falta de acuerdo, la CMA1 solicitó al SBSTA que continuase su trabajo de cara a la CMA2 que se realizó en Madrid en paralelo a la COP25. Aunque se lograron avances considerables en muchas de las cuestiones que se estaban negociando, la CMA2 no pudo llegar a un consenso y solicitó nuevamente al SBSTA que continuara su trabajo para la CMA3 en Glasgow.

¿Cuáles son los puntos más controversiales alrededor del artículo 6? Uno de ellos es la doble contabilidad. La transferencia de ITMO implica que dos países pueden llegar a un acuerdo por el que una parte reduce las emisiones de carbono y transfiere esas reducciones a la otra parte, que las contabiliza para sus objetivos de NDC, pero ¿cuál debe ser el ajuste correspondiente que debe realizar en sus propias cifras de emisiones la primera parte?

Algunos países no están de acuerdo en cómo se realizarían esos ajustes. A manera de ejemplo, los créditos de carbono asociados a un proyecto de reducción de emisiones como una granja solar podrían venderse a otro país, pero el país que persiguió las reducciones de emisiones podría optar por aplicar también esas reducciones para lograr su NDC. Si no hay un ajuste correspondiente, las reducciones de emisiones de ese proyecto se podrían contabilizan dos veces.

La mitigación global de las emisiones (referenciado como OMGE, por su acrónimo en inglés de overall mitigation in global emissions) del inciso d) del parágrafo 6.4 es otro de los puntos en discusión.

Para algunas partes, OMGE implica que no exista una suma cero entre las emisiones de las dos partes inmersas en la transacción, es decir, que esta no se convierta en una simple herramienta de compensación entre las partes sin que en realidad se garantice un recorte de las emisiones neto que apunte al cumplimiento de la NDC de ambas partes. ¿Debería entonces hacerse un descuento sobre los créditos que son transferidos entre las partes con el fin de contribuir a una reducción neta de las emisiones mundiales o no, y debería aplicar esta lógica también al enfoque cooperativo que trata el parágrafo 6.2?

Otro punto en debate está relacionado a los créditos del protocolo de Kioto no utilizados y si estos pueden ser transferidos a este nuevo mecanismo.

Países desarrollados que recibieron créditos por haber emitido menos de lo permitido bajo el protocolo de Kioto previo al 2020 quedaron con un remanente de estos créditos que no fueron demandados, y por otro lado, países en desarrollo que invirtieron en proyectos MDL (Mecanismo de Desarrollo Limpio) buscan que esas compensaciones les sean tenidas en cuenta después del 2020. No obstante, hay oposición a que se pueda realizar tal transferencia.

Igualmente, está por definirse el mecanismo de contabilidad para valorar los objetivos de reducción de emisiones consignados en las NDC, una vez que estos en su gran mayoría fueron definidos para un año específico (2030). No obstante, el presupuesto de carbono a agotar durante los años anteriores al año meta no son claros, lo que podría llevar a casos en los que las partes no ejecutan ninguna reducción en emisiones durante los años previos al cumplimiento de la meta, y solo en el año meta logren la reducción por mecanismos de mercado. 

El alcance de las contribuciones determinadas y los sectores y gases efecto invernadero que fueron incluidos en las NDC pueden generar incentivos en las partes a subreportar emisiones con el objetivo de dejar tales emisiones por fuera del ámbito de la NDC, así estos países podrían negociar créditos asociados a reducciones de emisiones que no fueron contabilizadas en la NDC sin afectar su propia contabilidad. De este modo, se debería propender por excluir la venta de reducción de emisiones que estén por fuera del alcance de la NDC del país emisor, eliminando así la posibilidad que exista tal incentivo.

Estos y otros temas tales como la transición de los Mecanismos de Desarrollo Limpio después del 2020, la financiación de los gastos administrativos y la asistencia para la adaptación de los países en desarrollo, la cuantificación de los GEI en toneladas de CO₂ equivalente, la implementación del parágrafo 6.8, y otros más, serán sujeto de debates durante la COP26 y la CMA3 para lo cual el SBSTA ha venido realizando un amplio diálogo con las partes y la mesa. 

Transparencia

El Acuerdo de París establece un marco de transparencia mejorado (ETF, por su sigla en inglés) que prevé la presentación de informes y la revisión de la información sobre las emisiones de las partes, los esfuerzos de mitigación y el apoyo prestado o recibido.

El ETF sustituirá al actual sistema de transparencia de la UNFCCC que establece requisitos diferentes para los países desarrollados y en desarrollo, y se aplicará a todos los países durante el siguiente quinquenio con cierta flexibilidad para los países en desarrollo.

La presentación de los informes bienales (BR) y los informes bienales de actualización (BUR) serán sustituidas bajo la sombrilla del ETF por el informe bienal de transparencia (BTR, por su acrónimo en inglés).

Los informes de los inventarios nacionales (NIR) deberán seguirse preparando, utilizando las metodologías de buenas prácticas definidas por el IPCC y acordadas por las partes, y los países desarrollados y en desarrollo deben seguir presentando sus comunicaciones nacionales (NC).

Este informe bienal de transparencia debe contener entre otra información, el inventario nacional de gases de efecto invernadero, los progresos realizados en la aplicación y el cumplimiento de las contribuciones nacionales determinadas en virtud del artículo 4 del Acuerdo de París, los Impactos del cambio climático y esfuerzos de adaptación según el artículo 7, y el apoyo financiero, de transferencia de tecnología y de creación de capacidad tanto necesario como recibido a la luz de los artículos 9, 10 y 11.

Igualmente, la información comunicada por las partes se someterá a dos niveles de revisión: la revisión de expertos técnicos (TER por su sigla en inglés) y una revisión por pares denominada examen multilateral facilitador de los progresos (FMCP por su sigla en inglés).

Las partes han estado discutiendo el desarrollo y utilización de tablas de reporte comunes para la presentación de los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero, los avances respecto a sus planes nacionales, las NDC, los desembolsos financieros, y demás información en el marco del ETF. No obstante, no se ha llegado a un acuerdo sobre los formatos comunes de presentación de informes.

Países en desarrollo tienen brechas de información y de capital humano que les dificulta la presentación de los informes bajo los estándares propuestos, y requieren de desarrollo de capacidades, formación de expertos técnicos, y financiación para cumplir con los exigentes reportes, por lo cual han mostrado su inconformidad con la aprobación de estos formatos.

El ETF es una herramienta importante para tener certeza que los países están tomando todas las medidas para cumplir con sus objetivos consignados en la NDC, y son un aporte relevante para el Balance Mundial (Global Stocktake) que deberá realizar la Conferencia de la Partes cada cinco años de forma iterativa con la actualización de las NDC, y el cual está programado para realizarse por primera vez en 2023.

Corolario

A propósito del proyecto de ley 336 de 2021 que actualmente hace su curso en la Cámara de Representantes, vale la pena resaltar el título IV de este proyecto y las previsiones que se están haciendo de cara a los temas de mercados de carbono, transparencia y otros a discutir en la COP26, los cuales fueron puntualizados en los párrafos anteriores.

Sin ahondar en detalles, por ejemplo, este proyecto contempla que todas las personas jurídicas, públicas, privadas o mixtas deban reportar de forma obligatoria sus emisiones directas e indirectas de GEI, además de la información y los documentos para la elaboración de esos inventarios, como condición necesaria para el establecimiento de un mercado regulado de carbono, pero, además, para llevar un control y registro transparente de todas las emisiones y absorciones realizadas por los agentes públicos y privados.

Además, modifica el artículo 175 de la ley 1753 de 2015, donde se creó el Registro Nacional de Reducción de las Emisiones de GEI (RENARE) para llevar la trazabilidad de los programas y proyectos que redunden en la mitigación de emisiones de GEI incluidos proyectos REDD+, e incluyendo también el registro de transferencias internacionales de reducción de emisiones en el marco de los parágrafos 6.2 y 6.4 del Acuerdo de París. Para ello, el articulado señala que se podrán implementar las soluciones tecnológicas que se requieran para su funcionamiento y la interoperabilidad con cualquier otra plataforma, pública o privada, nacional o internacional.

El parágrafo 1 del Artículo 17 incluye un arreglo que evita la doble contabilidad al especificar que los resultados de mitigación que acredite el gobierno en programas de reducción de emisiones de GEI no podrán ser ofertadas a través de proyectos en mercados de carbono.

El proyecto también modifica el artículo 26 de la ley 1931 de 2018, en la cual se crea el Sistema Nacional de Información sobre Cambio Climático (SNICC) integrado por los sistemas de Monitoreo, Reporte y Verificación (MRV) de mitigación, adaptación y financiamiento climático, y hace una reorganización de roles y responsabilidades.

Esta acción puede contribuir positivamente a la preparación del país frente a los cambios que se avecinan debido al marco de transparencia mejorado (ETF) del Acuerdo de París en pro de la estandarización, la transparencia, y la calidad de la información.

El articulado del proyecto de ley apunta a incrementar el poder de negociación de Colombia de cara a la COP26 como parte no incluida en el Anexo I, al englobar sus metas de mitigación de la NDC (51% al 2030 con respecto al escenario de referencia) y de largo plazo (carbono neutralidad al 2050) en una ley de la República, al igual que incluir varios de los puntos de la agenda a discutir en Glasgow con antelación en la ley, mostrando así al país a la vanguardia de la diplomacia climática y como un actor comprometido con la implementación del Acuerdo de París.

Tamaña sorpresa la que me llevé recién posesionado como Ministro de Minas y Energía. Como se recordará, mediante el Decreto 4131 de 2011 se le cambio de naturaleza y denominación al Ingeominas, para darle vida al Servicio Geológico Colombiano (SGC).

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

2 de octubre de 2021.   Entre las funciones y competencias del SGC se le atribuyeron “la investigación científica básica y aplicada del potencial de recursos del subsuelo”, entre ellos el agua, además de “administrar la información del subsuelo”.

Pues bien, cuando me citaron para presidir la primera Junta del SGC no dudé en confirmar mi asistencia y concurrir a la misma, contrario de lo que solía darse, ya que, según fui informado, la mayoría de ministros que me antecedieron delegaban su representación en cabeza de algún subalterno. Me atraía y me interesaba, por razones obvias, la problemática del agua.

Al hacerme la presentación de la misión, la visión y los valores de la entidad por parte de su director general Oscar Paredes, me llamó poderosamente la atención que una de las tareas clave que adelanta la misma es el estudio del recurso hídrico mediante perforaciones de pozos exploratorios, con miras a determinar la existencia de acuíferos y las zonas de recarga hídrica en el subsuelo, amén del análisis fisicoquímico e isotópico del agua alojada en tales reservorios, y a partir de tales registros establecer el Modelo y el ciclo hidrogeológico y geofísico.

A partir de esa valiosa información, el SGC ha hecho un levantamiento georreferenciado que le ha permitido contar con un mapeo de sus hallazgos y la identificación de las fuentes de las cuales se surten.

Después de su exposición, le pregunté al ingeniero Paredes cuánto costaba la perforación de cada pozo exploratorio y qué hacían con el mismo después de recabar la información que se buscaba y tener a mano los registros obtenidos a partir de las pruebas a las cuales era sometido. Me contó que, en promedio, la perforación de un pozo hasta los 500 metros de profundidad podía costar $1.200 millones y una vez logrado su cometido el mismo era sellado y abandonado.

Mi reacción, de neófito en el tema, fue manifestarle a la Junta que mi conclusión era que el SGC iba dejando a su paso por todo el territorio nacional unas “guacas” enterradas de $1.200 millones. Y se me ocurrió preguntarle al director, haciendo un símil con la industria petrolera, con respecto a la cual mi conocimiento no era tan precario como en materia hidrológica, por qué, así como cuando se perfora un pozo exploratorio buscando petróleo y este se encontraba en cantidades y calidades que justificaba su desarrollo el mismo se convertía en productor, no se hacía lo propio con los pozos exploratorios de agua.  

La respuesta afirmativa que recibí me satisfizo mucho y me llevó a plantearle una propuesta a Paredes, para que en adelante los pozos exploratorios perforados, una vez obtenida la información pertinente en lugar de sellarlos se le entregara en administración a la entidad responsable del manejo del recurso hídrico en los territorios y por este medio ponerlos a disposición de los operadores de los acueductos.

En efecto, el primer convenio interadministrativo se firmó con la Corporación Autónoma de La Guajira (Corpoguajira), a la cual le entregamos dos pozos en el municipio de Maicao, tres en Riohacha, uno en Manaure y otro en Uribia, con una capacidad entre 50 y 60 litros por segundo cada uno de ellos, justo en momentos en los que La Guajira era azotada por una sequía que puso en riesgo el abastecimiento de agua potable a la población.

Mi optimismo se acrecentó cuando supe que, según Teresita Betancur, profesora titular de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Antioquia, que “La Guajira también es agua… Estos embalses de agua subterránea guardan las reservas que pueden garantizar el futuro abastecimiento para la población del departamento”. Es más, de acuerdo con ella, se viene aprovechando para todos los usos sólo el 4% de su potencial anualmente, mientras que la recarga hídrica es del 30%.

Así nació una nueva política pública y con base en ella se implemento un plan de contingencia, disponiendo de una batería de pozos profundos para paliar la calamidad pública que afrontó el distrito de Santa Marta en 2014 debido al desabastecimiento de agua potable a causa de la disminución del caudal de los ríos Piedras, Manzanares y Gaira, de los cuales se sirve el acueducto del Distrito. La misma se hizo extensiva posteriormente al Eje Cafetero y hasta Boyacá.

Con base en la experiencia anterior, me propuse como ministro promover un documento CONPES que contuviera los lineamientos de una Política de Gestión Integral del Recurso Hídrico.

Se trataba y se trata de articular las acciones de las distintas dependencias del Estado y de esta manera aprovechar las sinergias producto de su coordinación y concurrencia, en procura de hacer un uso más eficiente del líquido vital.

Esta propuesta se propone, además, enfrentar el cambio climático y sus estragos, que ponen en riesgo el abastecimiento de agua potable a la población, a través de estrategias de prevención, mitigación y adaptación.

Desafortunadamente no me alcanzo el tiempo de permanencia en el Ministerio para haberlo cristalizado. Esta sigue siendo una asignatura pendiente.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

Las tecnologías de captura, almacenamiento y uso de carbono (CCUS por su sigla en inglés) son una opción para lograr las metas de estabilización del clima.

Por: RICARDO DELGADO*

28 de septiembre de 2021.   La idea general es relativamente sencilla: se trata de separar el carbono producido durante los procesos de combustión (o durante las reacciones químicas), transportarlo hasta su destino final y almacenarlo con el fin de disminuir la acumulación de gases de efecto invernadero en la atmósfera. Esto último, y aunque suene obvio, debe ser resaltado: el CCUS se propone como una solución para el cumplimiento de metas climáticas. 

Sin metas ambiciosas de mitigación de gases de efecto invernadero no hay ningún motivo, descartando tal vez la filantropía, para considerar grandes instalaciones de CCUS. Esta característica hace diferente al CCUS de las otras opciones para mitigar gases de efecto invernadero en el sector energético.

Algunos proyectos de generación eléctrica con energías renovables, de electrificación de una flota de buses urbana o de construcción de un tren de cercanías pueden ser la mejor opción desde el punto de vista económico, sin tener en cuenta ninguna externalidad positiva frente al cambio climático. El CCUS es diferente, siempre que se use CCUS se incurre en mayores costos con el mismo, o incluso menor, producto a la salida.

El primer paso en un proceso de CCUS es la captura del carbono. Este proceso consiste en la separación del dióxido de carbono de los otros gases producidos durante la quema de combustibles o como resultado de reacciones químicas en algunos procesos productivos. Esto se hace porque la mayor parte de los gases de combustión es nitrógeno y es deseable transportar y almacenar solamente el dióxido de carbono tanto para disminuir costos de transporte como para alargar la vida útil del reservorio.

Hay tres opciones principales para realizar la captura de carbono. En primer lugar, está la pre-combustión. En este proceso se trata el combustible para convertirlo en dos flujos separados de dióxido de carbono y de hidrógeno. Así, al quemar el hidrógeno no se producen emisiones de dióxido de carbono. La producción de hidrógeno a partir de gas natural es un ejemplo de este tipo de procesos.

La segunda alternativa es la separación del CO₂ después de la combustión y consiste básicamente en el uso de solventes y membranas para absorber este gas.

Finalmente, la quema de combustible en presencia de oxígeno puro (en lugar de aire) garantiza que los gases de escape sean un flujo altamente concentrado de vapor de agua y dióxido de carbono fácilmente separables. 

En cualquiera de los procesos de separación se hace uso de energía y de otros materiales. Este consumo de energía se traduce en menores eficiencias de proceso en la generación eléctrica. Además, nunca se logra la captura del 100% del carbono producido. Típicamente se captura hasta el 90% del CO₂ liberado. Esto hace que sea preferible utilizar combustibles con menor contenido de carbono para lograr la menor emisión posible.

Una vez separado el flujo de dióxido de carbono concentrado hace falta transportarlo hasta el lugar de su disposición final. El dióxido de carbono puede comprimirse hasta que pasa a estado líquido y de esta manera puede ser transportado por tuberías o en camiones.

Estos procesos de compresión y transporte también consumen energía reduciendo aún más la eficiencia energética. Si se opta por transportar el carbono por tuberías, se demanda una producción centralizada de este contaminante para disminuir los requerimientos de instalación de infraestructura de transporte. En ocasiones, las mismas tuberías que transportan los combustibles pueden ser utilizadas para transportar el carbono. Esta posibilidad es lo que hace que los primeros candidatos para usar el CCUS sean las plantas de generación eléctrica, las refinerías y las instalaciones industriales de gran porte. La cercanía geográfica entre la fuente de emisiones y el sitio de disposición final es deseable para disminuir los costos asociados al transporte.

Finalmente, el carbono se secuestra de manera permanente en una formación geológica o se utiliza como materia prima. Si se opta por la primera opción, se hace necesario inyectar el carbono en formaciones subterráneas, típicamente yacimientos agotados de gas, carbón o petróleo. Se puede utilizar el CO₂ en procesos de recobro mejorado de hidrocarburos y, de esta manera, percibir un beneficio económico. También se puede valorizar el carbono al utilizarlo como materia prima para la producción, por ejemplo, de materiales de construcción, combustibles sintéticos y productos químicos. De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, el planeta tiene un potencial teórico de espacio de almacenamiento geológico estimado entre 8.000 y 55.000 gigatoneladas de carbono. Para dar un contexto, las emisiones de gases de efecto invernadero del planeta en 2016 ascendieron a 50 gigatoneladas.

El CCS tendría el potencial para ser una de las soluciones al problema de emisión de gases de efecto invernadero, pero su papel está limitado por su competitividad frente a otras opciones de mitigación. Sin incluir los costos de transporte, capturar y secuestrar una tonelada de CO₂ en una planta de generación eléctrica podría llegar a costar entre 10 y 140 dólares.

Pese a que estas tecnologías ya se han usado ampliamente en el mundo (particularmente la separación del CO₂ en el proceso de producción de hidrógeno gris y el secuestro en procesos de recuperación mejorada de hidrocarburos), los proyectos integrados de CCUS no alcanzan aún la centena. De hecho, el flujo de inversiones y el número de proyectos de este tipo decreció entre 2012 y 2017, aunque a partir de 2018 se recuperó la cantidad de proyectos existentes (operativos, en construcción o planeados).

En 2020 hubo solamente 21 proyectos de CCUS operando en el planeta y 3 más estaban en construcción. Si se construyeran y entraran en operación los demás proyectos planeados, la capacidad global de secuestro sería de 130 millones de toneladas de carbono al año, un poco menos de la mitad de las emisiones colombianas en 2014.

Colombia debe estar atento al desarrollo de esta tecnología, ya que en el largo plazo podría ser un medio para proveer el respaldo térmico a la generación renovable intermitente aprovechando las reservas de fósiles del país.

El CCUS podría hacer parte de la mezcla tecnológica que permita al país satisfacer sus necesidades energéticas y honrar los compromisos climáticos que ha venido adquiriendo.

El país no debería descartar ninguna opción tecnológica de manera directa o indirecta. Sabemos que la adopción de estas nuevas tecnologías es lenta y, así como se está haciendo con el hidrógeno, es necesario comenzar con suficiente anticipación el estudio y análisis de la viabilidad del CCUS en el contexto nacional.

La falta de estudios y análisis podría resultar en el descarte temprano de una alternativa que puede ser una opción perfectamente viable.

*Investigador del Centro Regional de Estudios de Energía.

Como dijo Joseph A. Schumpeter, “la innovación implica, por virtud de su naturaleza, una gran paso y un gran cambio… y difícilmente se mantiene alguna de las formas de hacer las cosas que fueron óptimas antes”.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA

26 de septiembre de 2021.   Es propio de la innovación y la tecnología su evolución disruptiva, a saltos. Así se explica que la primera revolución industrial (1784) fue posible gracias a la invención de la máquina a vapor; la segunda (1870) se caracterizó por la generación eléctrica a gran escala y la invención del motor de combustión interna; la tercera (1969) por la electrónica y las tecnologías de la información, y la cuarta, la actual, por los sistemas cibernéticos: Big Data, IoT, Smart Cities y la inteligencia artificial.

Nada ni nadie escapa a esta realidad incontrastable, pues, como lo afirma Martín Merino Eiró, “la transformación digital deja de ser un objetivo para crecer y se convierte en una urgencia para sobrevivir”.

Y continúa diciendo que con la pandemia sobrevino un salto tecnológico abrupto, en el cual el gran protagonista ha sido la virtualidad. Y esta llegó para quedarse, ahora “hay que hacer las cosas de manera distinta” y en un escenario en el que la gestión de la información y la calidad de la misma se tornan críticas en la toma de decisiones.

La analítica digital es la clave para sacar provecho del cúmulo de información del que ahora se dispone en la nube, con una capacidad de almacenamiento infinita y del procesamiento de la misma, ahora al alcance en el computador o en el smartphone.

No cabe duda de que la Transición Energética es tecnológica y que la automatización de sus actividades y procesos van de la mano con la Transformación Digital. Como lo afirma el gerente de Desarrollo de Negocio en el área de Utilities en Minsait Colombia Cesar Piñeros, “la digitalizaciónen la transición energética es una realidad que poco a poco va ganando terreno en Colombia y en el mundo. Contar con las herramientas digitales adecuadas será la clave para que las compañías gestionen sus activos y la información que estos generan para integrarse al nuevo modelo en construcción”. Ello dará lugar a una reconfiguración de la cadena de valor que va desde las fuentes de generación, la generación misma, el transporte de la energía, su comercialización y distribución, hasta llegar al último eslabón de la cadena, el consumidor.

Como lo afirma el presidente de la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (AsocodiS) José Camilo Manzur, la innovación, la tecnología y el ecosistema digital cuentan con un amplio campo de aplicación en este sector de cara a la Transición.

Como ejemplo cita que “la inteligencia artificial en microrredes se ha convertido en una estrategia para el ahorro de energía, la independencia energética, la eficiencia y la protección durante una contingencia que requiere mejoras en la operación y una adaptación continua”.

La adopción de estos nuevos desarrollos tecnológicos, así como la adaptación  y modernización de los mismos en las actividades y los procesos inherentes a este sector agregan valor y contribuyen al ahorro, a la reducción de costos y a la eficiencia energética.

Manzur trae a colación la experiencia al respecto en los EEUU. Se pudo determinar, según él, que “el impacto económico, sectorial y laboral de las inversiones realizadas en redes inteligentes y digitalizacióndel sector eléctrico puede resultar en beneficios más allá de las empresas de servicios públicos. Por ejemplo, se encontró que por cada millón de dólares de gasto directo, el PIB se expandió entre 2,5 a 2,6 millones de dólares”.

Así entendida la Transición Energética, que pasa por la modernización del sector, abre espacio para la incursión de nuevos agentes en la cadena, destacándose entre ellos el agregador de la demanda, el cual propende por la gestión activa de la demanda, la cual ahora, con el nuevo marco legal y regulatorio, adquiere gran relievancia y empoderamiento del consumidor, el cual dejará de ser un agente pasivo para adquirir su doble carácter de productor y consumidor (prosumidor).

El agregador de la demanda está llamado a ser el gran articulador de distintos agentes de la cadena, participando en el mercado eléctrico, tanto mayorista como minorista, e incluso prestando sus servicios al administrador y operador del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

La convergencia de la digitalización, la electrificación y la descentralización facilitará el surgimiento de nuevos y múltiples negocios en torno a esta actividad, tales como las plantas virtuales de potencia(vvp, por su acrónimo en inglés). Se trata de un software remoto que sirve para regular el consumo particular de la energía, conectando o desconectando, coordinando y monitoreando a los generadores, a la generación distribuida, a los autogeneradores de energías descentralizados, así como los almacenamientos de energía y los de carga controlada.

A la utilidad y a los beneficios de esta armazón, se suman que permite la portabilidad de la energía, la facturación de la energía prepago, corrige la asimetría de la información entre el usuario y el prestador del servicio, utilizando para ello plataformas y aplicaciones tecnológicas.

Y de contera, facilita la integración de las fuentes no convencionales de energías renovables(FNCER) a la matriz energética, cuya intermitencia en la generación de energía dan lugar a incertidumbres en el cumplimiento de la entrega de la energía contratada y comprometida. 

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

En la lucha contra el cambio climático no podemos quedarnos con soluciones unidimensionales. Las balas de plata no existen porque no hay un combustible perfecto. La generación eólica y solar son parte fundamental de la solución, pero no son toda la solución.

Por: TOMÁS GONZÁLEZ*

21 de septiembre de 2021.   El principal camino que ha escogido el mundo para combatir el cambio climático parece ser la sustitución de generación eléctrica con fuentes de altas emisiones como el carbón o el gas natural por fuentes de bajas emisiones como el viento o el sol. Sin embargo, su baja penetración frente a otras fuentes obligan a preguntarse por qué no hay más generación con renovables y por qué es tan fuerte la dependencia de los combustibles fósiles.

Tradicionalmente la respuesta se ha centrado en los mayores costos de generar con FRENCs. Esta explicación, sin embargo, ha perdido validez ante la rápida y sostenida caída en los costos de la energía solar y eólica en la última década —más de 90% la primera y más de 70% la segunda— al punto de ser hoy más barata la nueva generación con sol y viento que con carbón o gas, según diversas fuentes.  

¿Por qué, entonces, no ha habido una más rápida penetración de las renovables no convencionales? Cuatro razones fundamentales ayudan a responder esta pregunta.

1. Lo nuevo no es igual a lo existente. Una cosa es instalar una planta nueva donde los costos de las fuentes renovables de energía no convencionales pueden ser menores, y otra competir con plantas térmicas ya establecidas que tienen ventajas por las inversiones ya hechas, la logística probada de operación, los contratos de suministro existentes y la estructura regulatoria. En general, es más barato añadir capacidad a la infraestructura existente que construir una nueva planta de generación así sea renovable.

Lo anterior puede estar cambiando. El reporte de costos de energía de la banca de inversión Lazard para 2020 —una fuente de referencia en la industria— muestra que a lo largo de la vida útil de una planta los costos de generación a gran escala en dólares por KWh para solar son del orden de 0,32 frente a 0,28 para el gas y 0,41 para carbón.

Este punto tiene, sin embargo, un corolario importante. Desmontar la infraestructura de generación fósil existente antes de qué haya terminado su ciclo de vida requiere de inversiones masivas que inevitablemente subirían las tarifas a los consumidores o los impuestos a los contribuyentes.

Los costos asociados a dar de baja los activos anticipadamente, sumados a los de sustitución de ingresos de quiénes dependen de los combustibles fósiles y a los de perder la tributación que ellos aportan, son quizá la principal razón por la que la transición energética es tan difícil de acelerar. 

• Los fósiles tienen grandes ventajas. Los combustibles fósiles han estado en el corazón del progreso económico y social de la humanidad en los últimos dos siglos por las múltiples ventajas que tienen como energético.

Primero, porque por unidad de peso los fósiles tienen más energía que otros combustibles (densidad de energía). El diésel y la gasolina, por ejemplo, tienen cerca de dos veces y media más energía por kilogramo que la leña, y el carbón 50% más. En comparación, una batería de litio tiene 100 veces menos densidad energética que el gas natural. 

Esto le ha dado una enorme ventaja a los fósiles en sectores como el transporte, donde los vehículos deben cargar su combustible y, al menos por ahora, hace inviable la electricidad por el sobrepeso que supondrían las baterías para el movimiento de cargas o personas en grandes distancias.

En el caso de la generación eléctrica, el carbón ha sido el más competitivo no sólo por su densidad energética sino por lo fácil que es su manejo logístico y lo confiable que es su cadena de suministro. No en vano el mundo genera hoy dos terceras partes de energía con carbón.

El punto de fondo es que las transiciones energéticas no son caprichosas: han sido el resultado de la búsqueda permanente para encontrar combustibles más densos y fáciles de manejar. El sistema que tenemos hoy refleja 150 años de esfuerzo por encontrar combustibles más confiables, eficientes y de bajo costo. Superar estás ventajas no es una tarea fácil.

• El viento y el sol tienen desventajas considerables. La principal desventaja de la generación eólica y solar es su intermitencia. No siempre sale el sol y no siempre sopla el viento.

A diferencia de la generación hidroeléctrica, en la que el agua puede almacenarse en embalses que son el equivalente de enormes baterías de agua, la tecnología actual no permite almacenar de una forma costo-eficiente grandes cantidades de electricidad para periodos de tiempo significativos. La energía de las FRENC hay que usarla cuando se genera, lo que sistemáticamente lleva a problemas de excedentes o faltantes cuando la demanda no coincide con la generación.

Estas dificultades pueden mejorarse hasta cierto punto con soluciones económicas y de ingeniería: redes más grandes con más puntos de generación permiten balancear mejor la oferta y la demanda cuando hay intermitencia de las FRENC; con los excedentes de oferta se puede producir hidrógeno —un combustible limpio y almacenable para su uso posterior— o bombear agua de vuelta a los embalses para generar nuevamente; pueden introducir regulación que permita una desconexión de aquella demanda que no necesita un suministro continuo, y cabría esperar que la tecnología resuelva el problema de almacenamiento con baterías a gran escala.

• No todo es electrificable. Aún si el avance de las FRENC sigue su curso actual y logran de la mano del cambio tecnológico cerrar las brechas de competitividad y confiabilidad que todavía mantienen, no se resolvería la totalidad del problema de emisiones. Sencillamente porque hay procesos que no son electrificables. Esto es particularmente relevante para los sectores que requieren combustibles con una alta densidad de energía o combustibles que produzcan temperaturas muy elevadas. 

El primero de ellos es el transporte que, como se mencionó, requiere combustibles con una fluidez y densidad energética comparable a la de los combustibles líquidos fósiles. Los motores eléctricos son más eficientes que los de combustión interna, pero las diferencias en densidad energética penalizan la electricidad para largas distancias.

La producción de acero y cemento son otro ejemplo al requerir hornos con temperaturas superiores a los 1.000 °C que son difíciles de alcanzar sin quemar combustibles.

Para estos sectores existen opciones que todavía están en desarrollo. La primera es el hidrógeno que, sí se produce con FRENCs, es un combustible limpio con el potencial de atender el transporte marítimo, aéreo y terrestre de carga pesada. Los biocombustibles son otra área de desarrollo que podría ser un sustituto de bajas emisiones para los fósiles líquidos si mejora su eficiencia y logra descarbonizar su cadena productiva.

Y finalmente, la captura y almacenamiento de carbono (CSS, por su acrónimo en inglés), que permite extraer el carbono en sus puntos de emisión y almacenarlo evitando que sea liberado en la atmósfera. De hecho la semana pasada se inauguró en Islandia la planta más grande de CSS en operación del mundo que da cuenta del avance de esta tecnología y se espera que, de mantenerse la experimentación, las economías de escala y la estructura de incentivos, alcance viabilidad comercial en un futuro ojalá no muy lejano.

Todas estas son razones de fondo que muestran que el dominio de los fósiles no es arbitrario. En la lucha contra el cambio climático no podemos quedarnos con soluciones unidimensionales. Las balas de plata no existen porque no hay un combustible perfecto. La generación eólica y solar son parte fundamental de la solución, pero no son toda la solución.

No podemos olvidar que el problema son las emisiones y no los combustibles fósiles. El camino es el pragmatismo, la persistencia y la interdisciplinariedad; y las soluciones van a depender de nuestra capacidad de innovar tecnológica, financiera y regulatoriamente. Quien trate de vender otra cosa simplemente nos está tratando de engañar.

*Director del Centro Regional de Estudios de Energía.

Para reducir significativamente las emisiones de carbono existen grandes desafíos y también el peligro de precipitarnos sin planear e implementar de forma rigurosa este proceso de transición que el mercado no está reconociendo.

Por: LUIS GUILLERMO ACOSTA*

21 de aeptiembre de 2021.   El cambio climático es una amenaza real para nuestro planeta, y si la humanidad no cambia el apetito por el crecimiento industrial, deberíamos entonces reducir significativamente las emisiones de carbono para evitar resultados potencialmente dañinos.

El proceso de transformación hacia la descarbonización no debe hacerse de forma súbita, es un asunto que debe estar plenamente definido en todas sus dimensiones e impactos en la sostenibilidad del planeta y sus pilares humano, ambiental y económico.

Para reducir significativamente las emisiones de carbono, existen grandes desafíos y también el peligro de precipitarnos sin planear e implementar de forma rigurosa este proceso de transición que el mercado no está reconociendo, y podríamos llegar a un punto en el que la potencial medicina perfecta sea peor que la enfermedad. Particularmente, cuando el mercado apunta a soluciones de energía renovable falsamente instantáneas.

Recientemente, el estado de California (EUA), la quinta economía del mundo, luego de haber tomado la decisión con bombos y platillos de suplir la demanda energética estatal mediante energía solar, se ha visto forzado a abrir cinco plantas de gas natural para abolir el riesgo potencial de apagones, que tendrían consecuencias negativas para el Estado y su población.  Así pues, de materializarse estos peligros tendrían efectos críticos al no tener una canasta energética confiable.

Hablar de transición energética sostenible va más allá de un cambio en la fuente de energía y dejar, en el corto plazo, de usar los recursos fósiles.  La razón por la cual el mundo aún necesita del petróleo y el gas, donde no se puede pretender el abandono total en el uso de estos recursos, es que de acuerdo con la Universidad de Oxford, para el año 2019 el consumo de petróleo y gas representó el 30.93% y 22.67% respectivamente en el total de la energía primaria consumida, mientras que las energías solar, eólica e hidroeléctrica generaron el 9.1%. 

En lo que respecta al futuro de la industria de hidrocarburos, mientras Goldman Sachs señala que la demanda de petróleo crecerá hasta al menos el 2030, el Fondo Monetario Internacional asegura que alcanzará su punto máximo alrededor del 2040.  Desde esta perspectiva, se estima un período de transición de combustibles líquidos a sólo gas, que podría durar muchos años mientras las energías renovables maduran en sus dimensiones técnica, ambientale y económica.

Habiendo dicho esto, sorprende mucho la cita de la Administración de Información de Energía de EUA, que afirma que los combustibles líquidos representarán aproximadamente el 35% del consumo total de energía de EUA en 2050, en comparación con el 37% en 2019.  Una disminución marginal.

La transición a las energías renovables requerirá de una intensificación muy crítica en la extracción de metales y minerales de tierras raras, con costos ambientales y sociales reales que podrían impactar el planeta en forma más letal que los actuales niveles de emisiones de CO₂.  Es por esto que es de vital importancia pensar en la sostenibilidad energética para el mundo y para Colombia en particular, desde la coexistencia entre los hidrocarburos y las fuentes de energías renovables, y no desde la eliminación de una de estas. 

Cada país tiene circunstancias muy particulares en su canasta energética, tipos de industria, retos, riesgos, emisiones y en sus economías en general. Por lo tanto, aplicar un mismo modelo de metodología y cronograma para la transición energética en todos los países puede ser tan errado como no reconocer que la transición energética ya inició con todas las implicaciones que esta conlleva.

Existe una correlación clara entre crecimiento económico, consumo de energía primaria y aumento de emisiones C0₂. En la medida que nuestro país continúe su desarrollo económico es de esperar que aumente el consumo de energía primaria y aumenten las emisiones.

Colombia ya cuenta con una matriz energética muy limpia, pues el 25% del consumo de energía primaria viene de fuentes renovables como la hidroelectricidad. En el mundo, el punto de llegada para muchos países es tener una canasta energética tan limpia como la nuestra. 

De acuerdo con la EIA, Colombia produce el 0,25% de emisiones de energía primaria en el mundo, con 0,6% de la población mundial. Así que, reducir este monto a la mitad, como muchos proclaman, poco podría mover la aguja de este KPI Global, pero sí restringiría sustancialmente la capacidad del país de crecer y desarrollarse.

Colombia produce 290 millones de toneladas equivalentes (M Teq) de CO2 anuales, de este monto, el 30% proviene del sector energético y el 70% de otros sectores como la agricultura, la ganadería, la silvicultura y otros usos del suelo.

Ecopetrol, en su reciente reporte sobre transición energética y descarbonización, afirma que entre 2010 y 2020 ha logrado disminuir las emisiones en 8,4 M Teq de CO₂.  El Gobierno se comprometió a disminuir 170 M Teq anuales de CO₂ para el 2030, frente a casi 291  M Teq de CO₂ anuales en 2020, pero no establece claramente cómo se va a llegar allá. 

Las preguntas serían: ¿De qué manera creceremos como país con respecto al 2020? ¿Cuáles serán los impactos en la sostenibilidad nacional para lograrlo? ¿Aplicaremos el mismo tipo de medidas de reducción de emisiones que se piensan aplicar en la industria de hidrocarburos colombiana en los otros sectores del país?  

Es crítico que la industria energética participe en esta discusión, debido a que este sector es un pilar fundamental para el crecimiento de la economía nacional y, además, es el protagonista principal de la coexistencia energética sostenible hacia un mejor futuro para Colombia. Por lo tanto, debemos salvaguardar y acompañar de manera consciente y responsable la transición energética.

Está claro que, por muchos años, los hidrocarburos serán parte de la canasta energética mundial, que el sector es y será protagonista de la transición energética y que el gas será el hidrocarburo más longevo en esta transición, no solo por sus características actuales, sino por ser también la materia prima de un combustible limpio y de mucha capacidad energética como el hidrógeno. 

En el mundo, las reservas probadas de gas natural son de 6,642 trillones de pies cúbicos (TPC), siendo el Medio Oriente, conformado por Irán, Iraq, Israel, Kuwait, Omán, Qatar, Arabia Saudí, Siria, Emiratos Árabes Unidos y Yemen, la región que tiene la mayor cantidad de reservas, aproximadamente 2,677 TPC, el 40% de las reservas totales del planeta.

De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, el gas natural mantendrá su rol en el futuro de la energía sostenible. Su participación en la matriz energética aumentará a un 25% para 2040 y crecerá a una tasa de 1,2% anualmente entre 2030 y 2040. Lo anterior coincide con las tendencias en Colombia, donde el gas natural llegará a un 22% para 2050 en la matriz energética.

Para el caso de Colombia, las reservas 1P (probadas) de gas natural son casi tres TPC y con una autosuficiencia de 7,7 años. Además, de acuerdo con el último reporte del Ministerio de Minas y Energía, la producción comercializada de gas en Colombia em junio fue de 1.122 millones de pies cúbicos por día (mpcd), cifra que se traduce en una recuperación de 20,3% frente a lo registrado en el mismo mes de 2020 (932 mpcpd).

El gas natural cumple hoy un papel clave en la transición hacia las energías renovables y en la superación de la pobreza energética. Colombia cuenta con un potencial de 54 TPC de reservas de gas, de los cuales 30 provendrían de proyectos costa afuera y 24 de yacimientos no convencionales, que actualmente están ubicados en su mayoría en el Valle Medio del Magdalena.

El papel del hidrógeno

Además, el gas propiciará la transición hacia el hidrógeno, un energético que motiva las estrategias de descarbonización, debido a que es un combustible limpio y además produce mayor energía por kilo que cualquier otro.

El hidrógeno es muy poderoso: tiene tres veces más energía que la gasolina. Pero, a diferencia de esta, es una fuente de energía limpia, ya que solo libera agua en forma de vapor, y no produce dióxido de carbono.

El hidrógeno se ha clasificado en tres colores basándose en cómo se ha generado y, por tanto, en cuántas emisiones provoca su producción:

• El hidrógeno gris es el que se genera a partir de la reforma del gas natural. Actualmente es el más abundante y el más económico, pero el coste se incrementará debido a los derechos de emisiones de CO₂. Y es que, para producir una tonelada de H₂ gris se emiten de 9 a 12 toneladas de CO₂.
• El hidrógeno azul es el que se genera como el gris, pero capturando y almacenando el CO₂ resultante de la reforma. Es más caro que el gris, pero se van igualando. El hidrógeno azul es una apuesta importante hasta 2030 por parte de los países con producción de gas natural.
• El hidrógeno verde es el que se obtiene por la electrólisis del agua, empleando energías renovables o la reforma del biogás.  Es el más caro, pero para 2030 se prevé una disminución de sus costos en un 60% debido a la baja en los precios de los electrolizadores y de la energía renovable.

Producir hidrógeno a partir del biogás permitiría aprovechar los residuos de la ganadería, purines y de la agricultura, así como los de los lodos de las depuradoras de aguas residuales y los de la fracción orgánica de los residuos domésticos. Se podrían resolver dos problemas al mismo tiempo: reducción de emisiones y gestión sostenible de residuos orgánicos.

El hidrógeno está presente en 75% del universo, pero no existe por sí solo, está combinado con otros elementos como el oxígeno o el carbono, por consiguiente hay que separarlo. Además, es un vector energético, porque es capaz de almacenar energía. Un kilogramo de hidrógeno puede liberar más energía que un kilogramo de cualquier otro combustible, casi el triple que la gasolina o el gas natural.

Además, el hidrógeno tiene una alta densidad energética, lo que es una ventaja pero también un obstáculo, ya que ocupa mucho volumen. Sin embargo, hay diferentes formas de almacenamiento: gas comprimido, hidrógeno líquido y estructuras de carbono, entre otros. Desde el punto de vista ZEO (cero emisiones), esta cualidad lo dota de un gran potencial, ya que permite producir hidrógeno cero emisiones cuando hay excedentes de energías renovables y almacenarlo para su uso cuando las fuentes de energías renovables no estén disponibles.

El hidrógeno ofrece soluciones en zonas alejadas, debido a que se puede producir localmente, ya sea en grandes instalaciones centrales o bien en pequeñas unidades. Esto permite que incluso en territorios de difícil acceso se pueda producir esta fuente de energía.

Como han demostrado acontecimientos recientes, la industria del gas está acostumbrada a afrontar incertidumbres y sufrir grandes conmociones. Se podría decir, con base en el panorama actual, que es durante períodos desafiantes cuando la capacidad de la industria del gas se vuelve más evidente para responder de manera rápida y eficiente a las dinámicas cambiantes a y las fluctuaciones del mercado. 

El modelo energético actual envía un mensaje claro: es demasiado pronto para cancelar los hidrocarburos. Seguirán siendo la fuente dominante en la combinación energética global en el futuro previsible. El gas natural será el único recurso de hidrocarburos que aumentará su participación del 23% actual al 28% en 2050, ya que es uno de los facilitadores mundiales para reducir las emisiones de manera rápida, rentable y constante, al reemplazar los combustibles intensivos en carbono y respaldar a las energías renovables intermitentes.

La única forma en que el sector de hidrocarburos del país y la economía en general pueden sobrevivir en el futuro, es entender en forma clara cómo encaja el perfil país en la transición energética a nivel mundial y cómo hacerlo en forma  responsable, racional y sostenible.  El punto de partida debe ser la realidad económica y energética actual de Colombia.

Somos un país con importantes recursos de carbón, petróleo y gas, que representan del 5% al 7% del PIB, del 30% al 40% de exportaciones y entre el 20% y el 25% de los ingresos fiscales, lo que permite financiar el gasto público. Por ende, el plan actual de reducción de emisiones podría ser un disparo en el pie.

En particular, el gas debe jugar un papel importante en la transición. El Gobierno debería incentivar y no desincentivar el uso del gas natural como se está proponiendo en algunos casos.

Hay mucho que la industria puede hacer para la transición energética y disminuir su huella de carbono. Por ejemplo, programas de eficiencia energética a lo largo de la cadena de valor, que implementan una economía circular alrededor de las emisiones del CO₂ utilizando tecnología de punta en la Industria de hidrocarburos.

Hay que comenzar por medir las emisiones, sustituir generación de energía de crudo a gas o electricidad de la red en forma paulatina, en fin desarrollar ideas que tengan sentido para disminuir el impacto de emisiones. Teniendo un liderazgo humanista y sostenible, siendo apasionados por la tecnología, siendo ágiles y trabajando entre todos en forma  integrada, lograremos evolucionar en la transición energética y obtener lo mejor para el bien colectivo en nuestro país y forjar un futuro sostenible.

*Director Ejecutivo de Acipet

En todo problema se identifican oportunidades, y es aquí en donde la migración hacia energías con menor impacto en la huella de carbono es una meta estratégica en las compañías del sector de hidrocarburos.

Por: ÓSCAR DÍAZ MARTÍNEZ*

15 de septiembre de 2021.   El calentamiento global es una realidad de nuestro presente, y de manera responsable estamos saludando el futuro con las acciones correspondientes para mitigar este impacto.

En todo problema se identifican oportunidades, y es aquí donde la migración hacia energías con menor impacto en la huella de carbono es una meta estratégica del sector de hidrocarburos. Quienes no consideren acciones que redunden en la descarbonización de su industria, poco a poco irán perdiendo espacio y mercado importante.

Para dar un ejemplo, China es quizás hoy en día quien cuenta con la mayor cantidad de autos eléctricos en circulación a nivel mundial. En 2019 vendieron 1,2 millones, más unidades que en el resto del mundo, donde se registraron 1,05 millones; y es a la vez un gran exportador de paneles solares. Sin embargo, esto no significa que sus minas de carbón, fuente de generación de energía, vayan a ser cerradas. El desafío es cómo se logra la adaptación a un nuevo entorno, sin dejar de ser un jugador importante y supliendo sus necesidades internas.

China, como gran importador de petróleo y experto en transformar materia prima en productos de exportación, es consciente de que el no estar comprometido con la huella de carbono le cerrará muchas puertas, y es que representan el 30% de todas las emisiones mundiales, con más de 10.065 millones de toneladas de CO2 emitidos y con el ostentoso compromiso de cero emisiones al 2060.

Esto mismo aplica a cualquier país en vía de desarrollo, donde el impacto en el calentamiento global es muy bajo, pero que, si no se demuestran compromisos y acciones concretas, vendrán bastantes problemas para mantener o consolidar los negocios internacionales que soportan las economías. Tal es el caso de Colombia, que de acuerdo con la EIA, produce el 0,25% de emisiones de energía primaria en el mundo, con 0,6% de la población mundial.  Así que reducir este monto a la mitad poco podría mover la aguja del KPI Global.

La tecnología jugará un rol muy importante en todas las iniciativas para alcanzar la descarbonización. Como lo indica Daniel Yergin en su libro “The New Map”, la industria automotriz está sometida a un gran reto: vehículos a gasolina mejorada versus vehículos eléctricos.

Hay que vivir el presente y afrontar los retos que este nos depara, premisa que deben entender aquellos que culpan a los combustibles fósiles de todos los males y que reclaman acciones inmediatas.

Todo proceso de transformación requiere de un plan estructurado en donde todas las variables sean consideradas, valoradas y se cuente con planes de mitigación, en donde aplique.

La tecnología seguirá dando grandes saltos, pero la invitación es a vivir el presente. Los carros eléctricos requieren de energía y esta proviene de los combustibles fósiles, de las hidroeléctricas y ahora de otras fuentes renovables. Estas últimas requieren de perfeccionamiento, surtir su curva de aprendizaje y garantizar la confiabilidad, a su vez la canasta energética requiere ser balanceada y para esto hay que invertir en investigación y desarrollo, y estos recursos se obtendrán en buena medida de los combustibles fósiles. Al final, es todo un ciclo que combina tecnología con modelos de negocio y cuyo objetivo es capturar mercado.

*Presidente de la Junta Directiva de Acipet.

Flaco favor le hace el gobierno nacional al inefable Guaidó con el disparatado dictamen de la Superintendencia de Sociedades, poniendo en riesgo la estabilidad de la empresa, abocándola a una virtual parálisis y a una eventual quiebra.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

13 de septiembre de 2021.   Se ha armado un lío de padre y señor mío a raíz de la decisión de la Superintendencia de Sociedades de asumir el control de la empresa Monómeros Colombo Venezolanos S.A. para, supuestamente, “subsanar una situación crítica” de la misma, la cual podría llevarla a la iliquidez, a la insolvencia y a la imposibilidad de “seguir desarrollando su operación normal” y “se presume que entraría a incumplir con los pagos de sus obligaciones”.

En un editorial del rotativo El Heraldo se registró el hecho que en 2005 la empresa había alcanzado “uno de los mejores balances. Sus ganancias registraron un récord en toda su historia”. Y justamente, después de conocerse semejante balance, el gobierno colombiano, decidió vender su participación accionaria en la empresa. Como se dice coloquialmente, ya que esta fiesta está tan buena, vámonos para otra.

En efecto, en el afán privatizador de los activos y participaciones en empresas del Estado, inspirado en el credo neoliberal, se le ofreció al entonces presidente Hugo Chávez, cuando todavía la relación entre los dos países estaba en los gozosos, que ejerciera el derecho de preferencia para la adquisición de las acciones de Ecopetrol y del IFI, a través de la estatal venezolana Pequiven, ya que era su decisión venderlas, proceso que se finiquitó en 2006.

La intervención por parte de la Superintendencia a Monómeros estuvo antecedida de varios hechos que la tornan más compleja e impredecible en las consecuencias que se pueden derivar de la misma.

Como se recordará, el 23 de febrero de 2019 Nicolás Maduro rompió sus relaciones con el Estado colombiano. En tales circunstancias y amparado en el reconocimiento que le dispensó el gobierno colombiano y protegido por el mismo, Juan Guaidó, en desarrollo de su estrategia “Plan país” para “recuperar activos venezolanos”, tomó por asalto la Junta Directiva de Monómeros, destituyeron al gerente general Pedro Lugo y pusieron en su lugar a Guillermo Rodríguez, quien actualmente funge como tal.

Con la llegada de Joe Biden a la Casa Blanca el escenario es otro y la estrategia para poner fin al régimen dictatorial de Maduro por parte de la oposición venezolana también es otro, ya que, como lo sostiene el investigador del Observatorio de Venezuela de la Universidad del Rosario, “la estrategia del cerco diplomático y el gobierno de transición falló”.

La oposición venezolana al gobierno de Maduro pasó de la confrontación al diálogo y están sentados frente a frente en Ciudad de México desde el 13 de agosto, cuando fue instalada la mesa de negociación. Y justamente cuando uno de los puntos acordados es el de la “necesidad” del “rescate” de los activos congelados en el exterior, se apresuró la Superintendencia a dar este paso en falso que compromete seriamente la tan cacareada “confianza inversionista”, al sentar un funesto precedente de cara hacia el futuro. Este dislate no tiene antecedentes en el país, pero sí puede tener serias consecuencias para su reputación.

Este tropel, que involucra a los dos países pone de manifiesto los errores del pasado, cuando en el afán de salir de las empresas del Estado con el socorrido argumento de que es un mal administrador y los privados lo pueden hacer mejor, no se midieron las consecuencias de vender la participación de la Nación en un activo tan estratégico como lo era y lo sigue siendo Monómeros. Un error histórico garrafal que le puede salir caro al país.

Flaco favor le hace el gobierno nacional al inefable Guaidó con el disparatado dictamen de la Superintendencia de Sociedades, poniendo en riesgo la estabilidad de la empresa, abocándola a una virtual parálisis y a una eventual quiebra, pues las entidades de crédito, sus proveedores y clientes tomarán distancia de ella en previsión de que puedan llegar a materializarse los malos augurios de la Superintendencia. Este puede llegar a ser un caso de una profecía autocumplida.

Contrasta la actitud del gobierno con respecto a Monómeros con la política de mano tendida para salvar a las empresas y de paso proteger el empleo y sobre todo va a contrapelo de su apuesta por la reactivación de la economía. El gobierno, con esta medida, se está disparando un tiro en el pie.

Lo que está en juego no es asunto de poca monta. Monómeros, hoy por hoy, esta listada entre las 100 empresas más grandes en Colombia, es considerada la octava empresa más grande en el Caribe colombiano en términos de ingresos, diecisiete en ventas y la dieciocho por sus utilidades. Genera 700 empleos directos, mil indirectos y de su operación dependen más de 15.000 empleos de toda su cadena de valor. Abastece el 46% del mercado nacional de fertilizantes y exporta unas 300.000 toneladas a países del Caribe y Centroamérica.

Entre fertilizantes, fosfatos de calcio para la alimentación animal y productos químicos, está llegando a un conglomerado de más de tres millones de agricultores del país.

Lo más preocupante es que con estos desvaríos la seguridad y la soberanía agroalimentaria del país queda en un grave predicamento. Este no es un asunto de poca monta y se le debe prestar la mayor atención.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

La carbono neutralidad implica transformaciones profundas de todas las actividades en el país. Es cierto que el sector energético no es la principal fuente de gases de efecto invernadero en Colombia. Pero, también es cierto que lograr la carbono neutralidad exige que cada sector la alcance por su cuenta.

Por: RICARDO DELGADO^*

8 de septiembre de 2021.   El término “transición” se encuentra entre los más usados en cualquier conversación reciente sobre energía. El concepto de carbono neutralidad también está, aunque con menos frecuencia, en la lista corta de los términos más usados en las discusiones energéticas actuales.

Parece que tanto la “transición” como la “carbono neutralidad” hacen parte de la misma conversación y el primero implica al segundo. Sin embargo, la combinación de estos dos conceptos en una misma conversación puede llevar a silencios incómodos.

Uno de estos silencios es la duración de la transición. Otro es el punto de llegada del proceso de transición. ¿La transición energética va a ser un proceso continuo? o, por el contrario, ¿hay una fecha objetivo para lograr los cambios relacionados con la transición? ¿Cuál es el punto de llegada del proceso de transición energética? Invito al lector a que se responda estas preguntas.

Un proceso de transición implica que un sistema en un estado A llegue a un estado B. El estado A del sector energético en Colombia es la situación actual. Un sistema relativamente con pocas emisiones, que ha aumentado la cobertura y el acceso a la energía y que ha soportado el desarrollo económico del país. El sistema en la situación actual funciona bien. Podríamos seguir entregando energía a bajo costo utilizando los energéticos con los que contamos. Sin embargo, por alguna razón como país hemos identificado la necesidad de realizar un proceso de transición energética. ¿Cuál es el estado B al que el sistema debe llegar luego de surtir su proceso de transición?

Es posible que el lector responda que la ruta de transición debe llevar a tener un sector energético descarbonizado o carbono neutral (más todos los atributos del estado inicial). Esa respuesta implica que la principal razón para llevar a cabo la transición energética del país es la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero para lo cual hace falta diversificar el suministro y utilizar nuevas fuentes y tecnologías. Por lo tanto, el éxito o fracaso de la transición energética se mide por qué tan efectiva fue para cortar las emisiones de gases de efecto invernadero mientras se mantienen los demás atributos del estado actual.

Hablando de cambio climático, hoy en día sabemos que el éxito de la mitigación se mide en carbono neutralidad. Si el objetivo de la mitigación es detener el aumento de la temperatura global y este aumento se da por la acumulación de gases de efecto invernadero, ya sabemos que la única manera de ser exitosos es alcanzar la carbono neutralidad global.

El agua de un estanque lleno se va a seguir derramando mientras haya un flujo de agua a la entrada, así este sea pequeño. Ya la ciencia nos ha confirmado que, para detener el aumento de la temperatura del planeta, debemos (como planeta) alcanzar la carbono neutralidad. De nada vale que sólo una parte del planeta la consiga si otra parte nunca la alcanza (habrá siempre un chorro pequeño de agua entrando al estanque).

La carbono neutralidad, sin que entremos a discutir sobre la necesidad o conveniencia de fijarla como objetivo nacional, implica transformaciones profundas de todas las actividades en el país. Es cierto que el sector energético no es la principal fuente de gases de efecto invernadero en Colombia. Pero, también es cierto que lograr la carbono neutralidad a nivel país exige que cada uno de los sectores la alcance por su cuenta.

Supongamos que el sector agropecuario, forestal y de cambios de uso del suelo (AFOLU, por su acrónimo en inglés) lograra llevar sus emisiones netas a cero. Para lograrlo ese sector deberá disminuir sus propias emisiones y hacer uso de potencial de captura para compensar las emisiones remanentes que no pueden ser mitigadas.

Aunque en el sector AFOLU colombiano la mayoría de las emisiones se dan por la deforestación, también hay un gran aporte de las actividades como ganadería y agricultura. Es imposible, desde el punto de vista técnico, tener una producción ganadera sin emisiones de metano asociadas.

Del mismo modo, no hay manera de realizar fertilización de suelos sin que se produzcan emisiones. De esta manera, el suponer un sector AFOLU carbono neutral implica que se logren cambios técnicos en las actividades agropecuarias, se detenga la deforestación y se logren procesos de reforestación y restauración. Como resultado, es posible que en algunas décadas el sector AFOLU logre mitigar más de lo que emite dando espacio para compensar emisiones de otros sectores como el energético, por ejemplo.

Aún así, de nada valdría el esfuerzo de lograr la carbono neutralidad del sector AFOLU sin lograr la del sector energético, la del sector de manejo de residuos y la de los procesos industriales y uso de productos. Estos últimos tres sectores tienen en la mira el potencial de compensación del sector AFOLU para sus propias estrategias de carbono neutralidad. Pero AFOLU no tiene la capacidad de compensar sus propias emisiones y las emisiones de los otros tres sectores al mismo tiempo.

Cada sector debe realizar su propio proceso de transición hacia la descarbonización. En el caso del sector energético, este es el proceso de transición. Y esto implica que las ya de por si bajas emisiones del sector energético deberían ser mucho más bajas luego de la transición. Y la única manera de tener menos emisiones en el futuro que las que tenemos hoy es disminuyendo el consumo de combustibles fósiles. Esto por supuesto no es sencillo y nadie sensato espera que la transición se dé en uno o dos años (o en un solo gobierno presidencial).

Pero, ¿para cuándo estamos esperando lograr la carbono neutralidad del sector energético? De acuerdo con los anuncios del gobierno, la meta nacional es alcanzar la carbono neutralidad en 2050. Para ese momento el sector AFOLU ya debería haber alcanzado la carbono neutralidad y estar generando absorciones netas.

Sabemos con certeza que el consumo de energía en 2050 en el país va a ser mayor que el de hoy en día. Por lo tanto, resulta sensato pensar que si en ese año el sector energético no ha alcanzado el objetivo de su proceso de transición, no hay más alternativa que el incumplimiento de objetivo del gobierno, que será un compromiso (no vinculante) del estado una vez se comunique formalmente al IPCC.

El cumplimiento del compromiso de carbono neutralidad sólo es posible si en 2050 el uso de combustibles fósiles es muy inferior (90%-100%) al consumo actual.

Así las cosas, ¿encajan la transición energética colombiana con la carbono neutralidad en la misma conversación?

*Investigador del Centro Regional de Estudios Energéticos