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  • CODENSA busca emprendedores con ideas innovadoras sobre eficiencia energética

    ●     CODENSA busca emprendedores con ideas innovadoras sobre eficiencia energética para apoyar.
     
    ●     Los interesados podrán inscribir sus equipos de trabajo hasta el próximo 14 de julio de 2016 en www.retoecodensa.com y participar en el proceso de clasificación.
     
    ●     El ganador de la Hackathon recibirá 20 millones de pesos y el respaldo de CODENSA para desarrollar su proyecto al interior de la compañía.
     
    Eco Energia“RETO - E Codensa” es la primera Hackathon virtual del sector energético en el país, que busca convocar talentos nacionales para que desarrollen  soluciones de hardware o software para contribuir con el tema de la eficiencia energética.
     
    Las Hackatones son eventos que convocan y reúnen a programadores y personas con otros perfiles con conocimiento en diseño, negocios y gerencia de proyectos, para trabajar colaborativamente con alguna empresa en el desarrollo de productos y/o servicios digitales por un tiempo establecido, para resolver “retos” que se les presentan.
     
    CODENSA, empresa del grupo ENEL líder en innovación tecnológica, lanzó hoy la convocatoria de innovación abierta y participación virtual, para que equipos de emprendedores presenten sus ideas que le permitan a la Compañía ayudar a sus clientes industriales y/o comerciales a conocer y gestionar la forma en que consumen energía, y que de esta manera puedan construir programas e implementar iniciativas que les ayuden a ser empresas más sostenibles.
     
    “Desde hace más de 10 años en CODENSA trabajamos en innovación y es nuestro foco de acción para aportar al desarrollo de nuevas soluciones energéticas. La innovación hace parte de nuestro ADN y es parte fundamental de nuestra estrategia empresarial. Queremos apostarle al talento local y promover el emprendimiento digital en el país, al tiempo que ponemos en marcha ideas que aporten a la industria del sector eléctrico y generen valor para nuestros clientes”, afirmó Carlos Mario Restrepo, Gerente de Market para Codensa y el Grupo Enel en Colombia.
     
    El equipo ganador recibirá 20 millones de pesos y el respaldo de CODENSA para desarrollar su proyecto al interior de la compañía. Los equipos que ocupen el segundo y tercer lugar recibirán un premio de 5 millones de pesos, cada uno.
     
    ¿Cómo funciona la Hackathon RETO - E CODENSA?
     
    Las inscripciones estarán abiertas a partir del 13 de junio hasta el 14 de julio de 2016 en la página web www.retoecodensa.com. Se realizará una primera selección de  15 equipos, los cuales durante cuatro semanas podrán desarrollar sus ideas y tendrán acompañamiento de mentores de CODENSA y expertos emprendedores para la ejecución de sus proyectos.
     
    Para el desarrollo de esta Hackaton CODENSA contrató a Zentrífuga, empresa del Ecosistema de Emprendimiento TIC colombiano, fundadores de comunidades de emprendimiento y desarrolladores de otras Hackatones, quienes harán acompañamiento y asesoría permanente durante el evento.
     
    Codensa S.A. ESP  es una empresa dedicada a la distribución y comercialización de energía eléctrica, líder en el mercado, con cerca de 2’800.000 clientes en Bogotá, 101 municipios de Cundinamarca, tres en Boyacá y uno en Tolima. Constituida en 1997, Codensa tiene una potencia instalada superior a 8.303 MVA (megavoltiamperios) a lo largo de 43.754 kilómetros de red de Alta, Media y Baja tensión. La compañía genera cerca de 8.000 empleos directos e indirectos en el país.
       

    paisminero.co 

  • Codensa Incrementó Su Utilidad Neta En 5% Durante El Año 2016

    Resultados Financieros 2016 

     

    2016

    2015

    VARIACIÓN %

    Millones de Pesos (COP)

     

     

     

    INGRESOS OPERACIONALES

    4.189.696

    3.711.866

    +12,9%

    EBITDA

    1.409.479

    1.238.636

    +13,8%

    EBIT

    1.139.348

    988.696

    +15,2%

    UTILIDAD NETA

    542.880

    516.935

    +5,0%

    DEUDA FINANCIERA NETA (1)

    997.756

    786.547

    +26,9%

    INVERSIONES

    643.446

    454.735

    +41,5%

     
    Luicio Rubio, director General de ENEL en Colombia.Luicio Rubio, director General de ENEL en Colombia.Lucio Rubio, director general ENEL en Colombia dijo: “estamos muy satisfechos con nuestros resultados en 2016, un año de altos niveles de inversión para CODENSA, como resultado de nuestros esfuerzos para mejorar la calidad de nuestro servicio a través de la modernización de la red. Esto incluye la instalación de 40.000 medidores inteligentes y el avance en trabajos de automatización de redes, las piedras angulares para la creación de una red verdaderamente inteligente, para el beneficio de todos nuestros clientes ".
     
    ·           Los Ingresos Operacionales aumentaron gracias a un incremento en las tarifas como resultado de un mayor Índice de Precios al Productor (IPP) e Índice de Precios al Consumidor (IPC), a los cuales se encuentran indexados las tarifas y a pesar de la disminución de demanda de energía en la zona de influencia de CODENSA, en línea con la campaña de ahorro de energía llevada a cabo por el Gobierno Nacional.
     
    ·           El EBITDA y el EBIT crecieron en línea con el incremento de los ingresos operacionales, mitigando el impacto negativo del aumento del 14.3% de los costos operacionales, principalmente atribuible a:
    o  Mayores precios en las compras de energía en el mercado spot impulsados por la temporada de sequía evidenciada los primeros meses del año.
    o  El incremento anteriormente mencionado en el Índice de Precios al Productor (IPP), al cual se indexan la mayoría de los contratos compra de energía.
     
    ·           La Utilidad Neta registró una variación positiva debido a un mayor EBITDA, el cual compensó el incremento anual de 37,7% en el gasto financiero, ocasionado por un mayor valor en el Índice de Precios al Consumidor (IPC), indicador al cual se encuentra indexado el 64% de la deuda y un aumento en los impuestos de Renta (de 39% en 2015 a 40% en 2016), conforme a la Reforma Tributaria de 2014.
     
    ·           La Deuda Financiera Neta de CODENSA se incrementó durante el año 2016 para cumplir con los requerimientos del plan de inversiones de la Compañía.
     
    ·           Durante el 2016, las inversiones se incrementaron significativamente, siendo las más alta en los últimos tres años. La mayoría fueron inversiones de crecimiento para atender nuevos clientes y mejorar la calidad del servicio, incluyendo nuevas subestaciones de media y baja tensión y nuevas tecnologías, como medidores inteligentes.
     
    Resultados operativos 2016
     
     

    Resultados operativos 2016

     

    2016

    2015

    VARIACIÓN %

    DEMANDA DE ENERGÍA NACIONAL (GW/h)

    66.263

    66.173

    -0,14%

    DEMANDA DE ENERGÍA CODENSA (GW/h)

    13.646

    15.048

    -2,94%

    PARTICIPACIÓN MERCADO CODENSA

    22,1%

    22,7%

    -0,6%

    ÍNDICE PROMEDIO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

    7,06%

    7,26%

    -0,2%

    TOTAL CLIENTES CODENSA

    2.950.841

    2.865.159

    +3,0%

    ·           Debido a la campaña de ahorro de energía promovida por el Gobierno Nacional durante 2016 por el Fenómeno del Niño, tanto la Demanda Nacional como la Demanda de energía de CODENSA se redujeron, comparado con 2015.

     
    ·           El Índice Promedio De Pérdidas De Energía de la Compañía presentó una mejora durante 2016, gracias al desarrollo de su plan de inspecciones de pérdida y el esfuerzo continuo por la normalización de clientes.
     
    ·           El número total de clientes de CODENSA aumentó gracias a 85.682 nuevas conexiones.
     
    Dividendos:
     
    ·      En 2016 CODENSA pagó un total de $435.049 millones de pesos en dividendos a sus accionistas. Estos correspondieron al pago final (25%) de los dividendos a pagar con respecto a la utilidad neta de 2014 y a los dos primeros pagos (75%) de los dividendos a pagar con respecto a la utilidad neta de 2015.
     
  • Energías renovables superan a combustibles fósiles

    Competencia Entre Energias Alternativas Al PetroleoLas energías renovables atraerán casi dos tercios de la inversión en nuevas centrales eléctricas en los próximos 25 años, haciendo palidecer el gasto en combustibles fósiles, ya que los costos a la baja convierten la energía solar en la primera opción para los consumidores y los países más pobres.

    Las energías renovables atraerán casi dos tercios de la inversión en nuevas centrales eléctricas en los próximos 25 años, haciendo palidecer el gasto en combustibles fósiles, ya que los costos a la baja convierten la energía solar en la primera opción para los consumidores y los países más pobres.

    La energía solar atraerá inversiones por US$3,7 billones hasta 2040, en tanto que US$8 billones se volcarán a la energía limpia, casi el doble de los US$4,1 billones que se gastarán en carbón, gas natural y centrales nucleares, según un pronóstico de Bloomberg New Energy Finance.

    Las cifras demuestran que la dominación tradicional de los proveedores de carbón y gas natural disminuirá en los años venideros, ya que las energías renovables más baratas implican que los países en desarrollo podrán recurrir a fuentes menos contaminantes para satisfacer sus crecientes necesidades de energía. El pronóstico de New Energy Finance también indica que el carbón seguirá siendo un combustible importante, lo cual sugiere que los diseñadores de las políticas deberán tomar más medidas para controlar los gases de efecto invernadero.

    “Veremos un enorme avance hacia un sistema de energía libre de carbono”, dijo en un comunicado el fundador de New Energy Finance, Michael Liebreich, cuando el grupo de investigación dio a conocer sus conclusiones en Londres. A pesar de esto, las emisiones continuarán aumentando “durante otro decenio y medio, a menos que se emprenda una acción política radical”.

    A nivel mundial, los sistemas de techo y las plantas solares a pequeña escala crecerán casi 17 veces, desde 104 gigawatts el año pasado hasta casi 1,8 terawatts en 2040.


    Fuente: Elespectador.com / Bloonberg

  • Para 2018 habrá un faltante de 190 millones de pies cúbicos de gas: ACP

    Gas MetanoHizo un llamado al Gobierno para que se busquen soluciones de corto plazo, honrando los contratos y respetando las reglas del juego.

    “Si no se honran los contratos y se respetan las reglas del juego, se pone en riesgo la produccion de gas a futuro”, advirtió Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) en un evento sobre los hidrocarburos.

    Para el dirigente gremial se “deben buscar opciones para solucionar la situación de coyuntura, pero con mucha responsabilidad y cabeza fría, y no bajo presiones políticas. La solución no es que paguen unos a costa de otros, como algunos infortunadamente creen”.


    Respecto a la oferta de gas del país, Lloreda señaló que “en 2015 la oferta de gas será de 1.200 millones de pies cúbicos, pero para 2018 tendremos un déficit de 190 millones, y para 2021 un déficit de 345 millones de pies cúbicos”.

    El presidente de la ACP prendió las alarmas sobre la difícil situación que afronta el sector del gas en Colombia, “tenemos un problema serio de oferta y demanda de gas (…) entre los años 2015 y 2028 las reservas probadas declinarán 5 por ciento anual; es ecir, un déficit a partir de 2018, y en la Costa Atlántica a partir del año 2017”.

    Lloreda advirtió que “las reservas de gas son limitadas y están decreciendo y la solución debe ser integral, de lo contrario, preparemonos para ser importadores de gas, pagando precios mucho más altos que los actuales”.

    El representante del gremio que agrupa a las compañías de hidrocarburos con actividad en el territorio nacional indicó que una solución al problema que enfrenta el sector tiene contemplar una exploración y produccion de gas con reglas justas, claras y estables, solucionar los cuellos de botella en materia de infraestructura de transporte, y facilitar las pruebas, para llegar luego al consumidor”.
     

    Remarcó que actualmente hay 23 proyectos de producción de gas en evaluación, la mayoría en la Costa Atlántica. "Si resultan positivos, tendremos una oferta adicional de gas, lo que sería una muy buena noticia para el país y para la Costa, pues permitiría ampliar la oferta de gas, aunque la solución de abastecimiento de mediano y largo plazo está en los yacimientos no convencionales y Costa Afuera, lo que requerirá inversiones muy cuantiosas. De ahí la importancia de tener reglas del juego claras y estables".


    Fuente: Elespectador.com

  • ¿Qué pasará en Europa con el autoconsumo y las energías renovables?

    Renovables 1Al tiempo que E.ON la compañía eléctrica alemana insta a sus usuarios a auto consumir e implantará un sistema llamado SolarCoud que permite generar y ahorrar electricidad, otros países de Europa, como España, Polonia y República Checa siguen combatiendo el empleo de las energías renovables.”

    Autoconsumo ilimitado alemán E.ON propone a sus clientes de Alemania que bajo el sistema denominado SolarCloud, a partir de abril sean capaces no solo de generar electricidad de fuentes renovables en sus hogares, sino de almacenarla de forma virtual y emplearla cuando lo crean necesario. Esta propuesta es parte del plan del país germano orientado al empleo de energías renovables, con especial énfasis del autoconsumo de la solar. Planes a futuro permitirán a los alemanes compartir energía autogenerada con sus vecinos y amigos o recargar los vehículos eléctricos.

    Mientras tanto en otros lugares de Europa… España es uno de los estados miembros de la Unión Europea que ha dedicado a combatir las propuestas de autoconsumo de energía solar que hoy están contenidas en el paquete "Energía limpia para todos los europeos", para el periodo de 2021 hasta 2030. La administración española, que se opone ideológicamente a las energías renovables y ha intentado obstaculizar su progreso durante los últimos cinco años, podría tener que cambiar de rumbo si la propuesta de la mayoría de los partidos deroga el “Impuesto al Sol”.

    Otros Estados miembros que pueden oponerse a varios puntos del "Paquete de Invierno" orientados a las energías renovables incluyen a la República Checa y a Polonia, que dependen en gran medida del carbón nativo y posiblemente de los Países Bajos, que tiene grandes reservas de gas. Las propuestas del “paquete de invierno” para que las familias y las comunidades produzcan sus propias energías renovables, lo que Greenpeace denomina medidas para “ciudadanos energéticos” son uno de los puntos más fuertes del paquete legislativo de mil páginas.

    Sin embargo, se espera que las medidas resulten impopulares en algunas de las naciones europeas más dependientes del carbón, del gas natural o de la energía nuclear (como es el caso de Francia) y enfocadas en las utilidades. Serán una preocupación particular para el gobierno español porque su legislación energética no cubre actualmente el desarrollo de microgrids (redes inteligentes) y porque el partido de gobierno se opone al autoconsumo ante el temor de una pérdida de ingresos tributarios de los precios actuales de la electricidad.

     

    Tras el Brexit, es incierto cuál será el papel que desempeñará Gran Bretaña en cuanto a su intervención en el debate de estas medidas a futuro y dado que su gran aliado EEUU endureció su postura sobre las energías renovables, "sería mejor que no estuvieran en la mesa de negociaciones” opina Greenpeace; en cuanto a la posición de Francia, vaticinan que dependerá del resultado de las próximas elecciones.

     

    Fuente: ecoticias.comEnergías Renovables

     

  • ¿Qué tan competitiva es la energía colombiana?

    En estos días, los cambios en las políticas guiadas a reducir el consumo de energía pueden ser la clave para aumentar la competitividad de las empresas.

    Energía competitiva en el país

    Termo ElectLa forma en que la producción energética nacional está establecida resulta fundamental  en el marco del cambio climático que atraviesa el país. El fenómeno de El Niño que solía mostrarse cada 3 años, ahora se está presentando prácticamente de manera anual. Además, entre 2013 y 2014, los niveles de precipitaciones se han reducido el 22%, según Acolgen. 


    Esto representa un riesgo importante para la generación actual de electricidad. El país cuenta con una producción a 2015 de 15 500 MW (Megavatios) y se espera que para 2019 se haya ampliado hasta 18 000 MW. 

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    Fuente Acolgen – Cálculos Dinero

    Está energía en la actualidad es producida de la siguiente manera: 70% de la generación de energía eléctrica en Colombia se hace a partir del agua, a través de las hidroeléctricas. El 29% de la producción, se genera gracias al gas natural por medio de las plantas termoeléctricas y el 1% restante a partir de otras fuentes (carbón, energía eólica, etc.)

    El país cuenta con 23 hidroeléctricas, (cinco de ellas en construcción), 11 termoeléctricas (una en construcción) y un parque eólico. 

    Según Ángela Montoya Holguín, presidenta ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen) “a pesar de que Colombia es un país con una alta dependencia hidroeléctrica tiene niveles de confiabilidad energética del 99,9%” es decir, que gracias a la canasta mixta de producción energética, cuando los niveles de los embalses o de lluvia son críticos, es prácticamente imposible que se produzcan apagones o racionamientos. 

    Esto hace a la energía más competitiva frente a otros países, en la medida que está prácticamente garantizado el flujo de energía tanto para los hogares como la industria “aún en épocas de bajas precipitaciones” afirma Bayron Triana Arias, director regulatorio y ambiental de Acolgen.

    El precio de la electricidad

    Para ser competitivo mantener un margen de costos bajo es una prioridad. En América Latina los costos de la energía eléctrica son bastante heterogéneos según el Global Energy Competitiveness Index. 

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    Fuente Global Energy Competitiveness Index 2012 - Cálculos Dinero


    Colombia ocupa el quinto lugar entre las economías evaluadas por el índice en cuanto al costo de la energía eléctrica. A pesar de lo alto que puede parecer el precio en el país, “la comparación con otros países puede condicionar los resultados” explica Holguín. 

    “Países como Venezuela o Perú a pesar de no tener tan diversificada la producción, si la tienen subsidiada lo que les permite precios mucho más bajos”. La producción energética en Colombia no es subsidiada, sin embargo, es el tercer mayor contribuyente. 

    El precio de la energía suele aumentar cuando la producción de las hidroeléctricas es baja,“ya que las termoeléctricas entran a suplir la demanda pero el costo del gas es entre 3 y 4 veces mayor que al utilizar agua” explica Arias. 

    Sin embargo, el beneficio de diversificar aún más la producción cuando los proyectos en construcción se terminen, haría menos frecuentes los periodos de aumento de precio.

    Hacía un aumento de la competitividad

    A pesar de todo Ángela Holguín resalta que, “el trabajo debe ser por ambos lados, la industria también de optimizar su consumo y reducir costos”. Aún hay muchas empresas que deben reemplazar la maquinaria de hace 20 años que “puede consumir hasta 3 o 4 veces más energía que las actuales” agrega. De esta manera, los pequeños cambios pueden resultar en importantes ahorros mensuales para la empresa.

    Aun así, no son muchos los empresarios que se dan cuenta de que un cambio en la política energética podría reducir en una cantidad considerable el costo de sus facturas de energía.

    En un informe titulado Soluciones Climáticas, el Fondo Mundial para la Naturaleza (FMN)dejo ver de que el mundo podría reducir su consumo energético en un 40% en 2050 con sólo mejorar la eficiencia energética y la conservación de la energía, beneficiando especialmente a las empresas.

    El caso de Javier Sancho, (ilustrado en el informe), gerente de banca corporativa con BAC Credomatic en Costa Rica, puede dar un ejemplo de los beneficios de mejores políticas de administración energética.

    Después de los costos de recursos humanos, el gasto más grande de BAC Credomatic es de electricidad, principalmente para la iluminación y el aire acondicionado. Gracias a una auditoría energética realizada por el FMN se recomendó que las luces regulares se sustituyan con LED, lo que reduciría la factura eléctrica en un 40%.

    Fuente; Dinero.com

     

  • ¿Quién tiene espacio para las renovables?

    No hay duda de que para los parques solares y eólicos se requieren grandes terrenos, pero a nivel global hay espacio de sobra.No hay duda de que para los parques solares y eólicos se requieren grandes terrenos, pero a nivel global hay espacio de sobra.Este verano, una subasta de energía eléctrica en Chile atrajo propuestas exitosas de generadores eólicos dispuestos a proporcionar electricidad a $us 0,04 por kilovatio hora y generadoras solares a $us 0,03 por kwh, superando fácilmente a sus competidores del ámbito de los combustibles fósiles.
     
    Su éxito refleja las grandes reducciones de costes que han ocurrido a lo largo de los últimos seis años, en que han bajado en cerca de un 70% y un 30%, para la energía solar y eólica, respectivamente. Es inevitable que lo sigan haciendo.
     
    Por supuesto, no siempre el sol brilla ni el viento sopla, pero es cada vez más factible solucionar los problemas de intermitencia, a medida que bajan los costes de las baterías y otros sistemas de almacenamiento de energía, y los medidores y otros sistemas de control inteligente permiten cambiar la regulación de parte de la demanda. Hoy tenemos la certeza de que en unos 20 años, muchos países podrán obtener la mayor parte de su electricidad de fuentes renovables a un precio asequible.
     
    No hay duda de que para los parques solares y eólicos se requieren grandes terrenos, pero a nivel global hay espacio de sobra.
     
    La energía solar que llega a la Tierra equivale a más de 5.000 veces el consumo humano actual. Es probable que la demanda se duplique si la población mundial crece (como sugieren las proyecciones de la ONU) de los 7,2 mil millones actuales a los 11 mil millones de habitantes para el año 2100, y todas estas personas logran estándares de vida que hoy sólo se disfrutan en las economías desarrolladas. Y los paneles solares actuales pueden convertir en electricidad sólo cerca de un 20% de la energía solar (aunque es una proporción que aumentará con el tiempo). Pero incluso si se toman en cuenta estos factores, las estimaciones de espacio necesario para que la energía solar alimente al mundo entero son razonablemente bajas, entre un 0,5 y un 1% del área terrestre mundial.
     
    Sin embargo, los retos varían mucho según el país, reflejando las enormes diferencias de densidad poblacional. Chile tiene 24 habitantes por kilómetro cuadrado, Estados Unidos 35 e India 441 (cifra que probablemente llegue a los 570 para 2050), mientras que Bangladesh ya ha superado los 1.200. En la actualidad, la población de Uganda es de 195 habitantes por kilómetro cuadrado, pero podría llegar a cerca de 1.000 en 2100. El nivel de China se mantendrá estable, un moderado 145 por kilómetro cuadrado, en que las regiones costeras densamente pobladas se compensarán con las grandes extensiones de desierto y montañas al oeste.
     
    Los terrenos que se destinen a la generación eólica no afectan la agricultura, porque entre las turbinas es posible sembrar cultivos y pueden pastar los animales. Pero la mayor densidad poblacional hace más difícil y costoso depender de las renovables únicamente. Si Corea del Sur, con una densidad de población de 517, intentara satisfacer todas sus necesidades energéticas con energía eólica, tendría que cubrir la totalidad de su territorio con parques eólicos.
     
    Y en países lo suficientemente ricos como para preocuparse de la belleza paisajística, una mayor densidad poblacional encarecería las energías limpias. En el Reino Unido, donde la densidad poblacional general es de 267 por kilómetro cuadrado (pero 413 en Inglaterra), el actual Gobierno se opone a instalar nuevos parques eólicos costeros debido a su impacto  estético adverso. Como resultado, el país tendrá que depender enteramente de la electricidad nuclear y eólica terrestre para desarrollar una economía con bajo consumo de carbono, lo que añadiría entre 2 y 3 céntimos por kilovatio hora al coste de la electricidad.
     
    Sin embargo, los mayores desafíos serán algunos que ya enfrentan ciertas economías emergentes y que varios países africanos deberán afrontar en el futuro. India y Bangladesh, con densidades poblacionales de 8 y 22 veces el promedio global, tendrían que destinar respectivamente un 4% y más de un 10% de su territorio a parques solares para satisfacer la totalidad de sus necesidades energéticas.
     
    Más aún, en la India (a diferencia de Chile o Estados Unidos) la competencia entre usos alternativos de la tierra ya es intensa en ciertas áreas. Por ejemplo, su ambición de desarrollar un gran sector manufacturero a veces se ha visto obstaculizada por disputas contenciosas y hasta violentas sobre la asignación de las tierras. En algunas partes del país, como el desierto de Rajastán, será posible el desarrollo de instalaciones solares de gran tamaño; en otras áreas la disponibilidad de terrenos podría limitar su factibilidad. Y si bien en las áreas urbanas se pueden y deben instalar paneles solares, por ejemplo en los techos, los costes serán más altos que en los países donde haya terrenos de más fácil disposición.
     
    De hecho, algunos de los países con mayor densidad poblacional se enfrentan a una doble desventaja: a menudo son los más expuestos a los efectos adversos del cambio climático, y puede resultarles más difícil desarrollar economías con bajo consumo de carbono. A la inversa, algunos países que ya son ricos y tienen densidades poblacionales menores (Estados Unidos, Australia, Chile) cuentan con suficiente espacio para construir sistemas energéticos de bajo carbono a muy bajo coste y con consecuencias insignificantes para la disponibilidad de tierras agrícolas o la estética del paisaje.
     
    Todo esto puede tener implicaciones importantes para el comercio global. La revolución del gas de esquisto ya ha aumentado la perspectiva de que la manufactura con alto uso de energía pueda volver a Estados Unidos y, a medida que la automatización vaya quitando importancia a las diferencias en los costes laborales, las energías renovables de bajo coste puedan impulsar aún más la “repatriación de las actividades”. Pero eso complicaría más aún la capacidad de las economías emergentes de generar empleo suficiente para sus poblaciones en rápido crecimiento.
     
    Los grandes avances en electricidad renovable son enormemente positivos, pero sus beneficios se pueden aprovechar en los países desarrollados y relativamente menos poblados. Para hacer posible que los países menos dotados desarrollen con éxito economías con bajo consumo de carbono serán necesarias muchas otras tecnologías y políticas bien diseñadas, tanto internas como exteriores.
     
    Por: ADAIR TURNER
    LosTiempos
  • ¿Riesgo de racionamiento de energía eléctrica en el país?

    Sequia 1El fenómeno de ‘El Niño’ amenaza con golpear con más fuerza a principios de 2016, pero las plantas térmicas dudan que puedan resistir hasta esa fecha con los precios actuales de la energía.
     
    El fantasma del racionamiento que azotó al país a principios de los noventa vuelve a asomarse en Colombia.
     
    Aunque el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Minas y Energía, ha descartado de plano que este escenario pueda darse, ya algunas empresas de generación térmica han encendido sus alertas.
     
    El mercado eléctrico del país no es el mismo que el de hace 20 años cuando ocurrió el famoso y temido apagón. Como explica el gerente general de Derivex, Rodrigo Castellanos Flórez, el riesgo hoy en día no es la solidez de las plantas, pues estas están listas para generar, es un tema financiero.
     
    Empresas como Termoemcali, que tiene una capacidad de 233 megavatios, han asegurado que de mantenerse el actual precio de escasez de la energía de 302 pesos por kilovatio hora por tres meses más, quebraría. Esto porque el costo de generación con líquidos y gas es de más de mil pesos por kilovatio hora y la caja de la compañía no resiste producir dando pérdidas por tanto tiempo.
     
    En una situación similar están otras firmas del sector, cuya sostenibilidad es fundamental para que el país pueda resistir el embate más duro del fenómeno de El Niño, que se espera que sea durante el primer trimestre del próximo año.
     
    En condiciones normales en el país la generación de las plantas térmicas es de menos del 30 por ciento. Sin embargo, con una temporada de sequía en ciernes estas aumentan su participación y en estas semanas han elevado su cuota por encima del 40 por ciento.
     
    El país demanda entre 185 y 195 gigavatios día, y las térmicas están aportando cerca de 81 gigavatios. Si todas se encienden y generan a toda capacidad, pueden producir 105 gigavatios día.
     
    El 29 por ciento de esa capacidad es generada con líquidos, que son las empresas que están más presionadas por sus altos costos de producción. El 47 por ciento de esa oferta es de generación con gas natural, donde también hay problemas con la carestía y la escasez del recurso.
     
    Así las cosas, si bien las plantas pueden producir técnicamente, el riesgo es que no tengan dinero para hacerlo. Por eso en el sector ya se habla de la necesidad de una intervención en el mercado.
     
    “Hay que evaluar, por lo menos, el precio de escasez que está fijado con un combustible relacionado con el WTI, y las plantas compran el diésel en Colombia a unas tarifas más altas que la referencia”, señaló una fuente del sector que pidió no ser identificada.
     
    ALGUNAS ALTERNATIVAS
     
    Parte del problema de las plantas térmicas hoy es que deben comprar el diésel importado con un precio del dólar alto. Pero a partir de noviembre el país tendrá mayor disponibilidad de este combustible gracias a la puesta en marcha de Reficar modernizada, que producirá 75.000 barriles por día de diésel, o un poco más.
     
    Esta producción, dice Ecopetrol les permitirá incluso tener excedentes de oferta, y podría facilitar en cierta medida la operación de las térmicas.
     
    Por otro lado, si la petrolera reactiva un proyecto para aumentar la capacidad de la planta de Gibraltar, que aumentaría su capacidad de 30 millones a 80 millones de pies cúbicos también será posible mejorar la oferta de gas.
     
    El Gobierno también confía en que a principios del próximo año se incremente la oferta de gas, por cuenta de las exportaciones de Venezuela hacia Colombia, un compromiso que no se vería afectado con la crisis diplomática de la frontera.
     
    Igualmente, en el sector se comenta que se necesitan medidas de intervención el mercado para que se le reconozcan a las plantas los mayores costos, y esto podría incidir en la tarifa a los usuarios.
     
    Hasta el momento, todo es especulación. Hay propuestas pero no ha habido una reunión formal entre gremios y Gobierno para hacer estos planteamientos.
     
    El tema amerita una amplia discusión, porque el país viene pagando anualmente cerca de mil millones de dólares por un cargo por confiabilidad para garantizar que en momentos de escasez las plantas entren a operar.
     
    Voces autorizadas del sector consideran que no sería justo que en épocas de crisis a los usuarios les corresponda pagar de más, cuando ya han venido invirtiendo en una especie de “seguro” por la energía.
     
    Pero más crítico aún sería que el fantasma sea resucitado por El Niño. El debate está servido.
     
    EL AHORRO DE ENERGÍA SERÁ DETERMINANTE
     
    Autoridades y gremios coinciden en que algo que puede ayudar a mejorar las perspectivas energéticas del país es hacer un gasto eficiente de la energía. Ahorrar en el uso de esta materia prima alivia presión a la generación, en momentos en que las hidroeléctricas están cuidando sus embalses para evitar quedarse sin agua, y las plantas térmicas no pueden operar a los precios actuales.
     
    “Es conveniente que se activen todas las medidas para un uso razonable de la energía, todos los usuarios deben hacer su aporte”, dijo José Camilo Manzur, director Ejecutivo de Asocodis, gremio de los comercializadores de energía.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ¿Se acerca el fin de las grandes hidroeléctricas?

    Hidroelectrica AmaimeLos problemas con las comunidades, las licencias y la lejanía de las zonas con potencial de los centros urbanos obstaculizan a los nuevos embalses de generación.

    El desarrollo de grandes embalses de generación eléctrica en el país, podría ser una actividad en vía de extinción.
    Pese al potencial natural que tiene el país para el desarrollo de este tipo de proyectos, cada vez es más difícil en Colombia avanzar en la construcción de un proyecto hidroeléctrico de gran magnitud.

    Prueba de ello es que de las iniciativas de generación, de este tipo, que están en construcción en este momento ninguna está completamente al día. Y dos de los más grandes (Quimbo e Hidroituango) llevan más de un 29 por ciento de retraso, con respecto al cronograma.

    “A corto o mediano plazo vemos tal vez 5 o 6 (proyectos hidroeléctricos nuevos) pero falta ver si los inversionistas detrás de ellos logran madurarlos. A muy largo plazo uno sí ve que la composición va a cambiar”, explica el subdirector de energía de la Unidad de Planeación Minero-Energética, Upme, Alberto Rodríguez.

    El diagnóstico de esta entidad, encargada de planear el futuro de la energía del país es claro. La construcción de proyectos grandes de generación se ve frenada por demoras en las licencias ambientales, oposición de las comunidades cercanas a los proyectos, que incluso han frenado obras como Porce IV, una hidroeléctrica de 400 megavatios de generación que debía construir Empresas Públicas de Medellín.

    Otra razón, tiene que ver con la distancia entre zonas con mayor potencial para desarrollar estos proyectos y los centros urbanos, lo que implica una mayor inversión en las líneas de transmisión que no siempre hacen viable estas iniciativas.

    La industria comparte parcialmente el diagnóstico de la Upme. De acuerdo con Ángela Montoya, presidente ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, Acolgen, si el Gobierno Nacional no le busca una solución definitiva a estos cuellos de botella va a dificultarse más la gestión de estos proyectos.

    “Evidentemente, va a haber más proyectos filo de agua (que no requieren embalses) y embalses pequeños, se verá una expansión a ese nivel (...) Pero sí veo una necesidad de que el Gobierno acompañe paso a paso estos proyectos necesarios para la nación”, explicó Montoya.

    Para el vicepresidente Generación Energía de EPM, Carlos Alberto Solano Bonnett, en efecto, el problema no es de recursos naturales porque el país tiene un alto potencial para desarrollar proyectos de generación hidroeléctrica.

    “Conseguir la viabilidad de este tipo de proyectos es cada vez más difícil (...) Es esta realidad la que obliga a cambiar la estrategia para abordar el diseño, planeación, construcción y operación de los proyectos”, explicó el ejecutivo.

    En parte, la designación de grandes proyectos como Quimbo e Ituango entre los Proyectos de Interés Nacional Estratégico, ha contribuido a destrabar algunos procesos.

    De todas formas, a corto plazo la generación hídrica seguirá ocupando un importante rol en el desarrollo energético del país. En las últimas subastas de la Creg 69 por ciento de los proyectos ganadores son de generación eléctrica.

    En los pronósticos de la Upme, también cuentan con el desarrollo de las energías renovables, estas fuentes podrán ganar más participación en la canasta energética nacional: “En nuestro registro de proyectos, en donde miramos qué intenciones hay, encontramos más bien pequeñas hidroeléctricas y algo de térmica. También hay alternativas que tienen componente eólico, e incluso estamos modelando hasta 400 o 500 megavatios en La Guajira”, explicó Alberto Rodríguez, de la Upme. Pero, para que estos nuevos desarrollos en realidad influyan en el porcentaje de aportes de la energía hidráulica al sistema, aún deberán pasar varios años.

    En Colombia, más de dos tercios de la energía que se produce proviene de fuentes hídricas.

    Fuente: Portafolio.co /

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  • ¿Tumbar árboles para salvar el mundo?

    Amazonia BrasilCon la tecnología actual, resulta casi imposible impulsar automóviles, camiones, barcos y aviones jet con energía generada del viento o el mar.

    ¿Requiere el combate al cambio climático de la quema de bosques y cosechas del mundo para obtener combustible?
    Ciertamente así parece, a juzgar por los agresivos mandatos que gobiernos a lo largo del mundo han fijado para incorporar la bioenergía a sus combustibles de transportación, con la esperanza de limitar la abrumadora dependencia del mundo a la gasolina y diesel para desplazar personas y bienes.

    Si bien los biocombustibles representan apenas 2.5 por ciento actualmente, la Unión Europea prevé que la energía renovable - en su mayoría biocombustibles - represente 10 por ciento de su combustible para transportación para 2020. En Estados Unidos, el objetivo del biocombustible ronda cerca de 12 por ciento para comienzos de la próxima década. La Agencia Internacional de Energía Atómica imagina el uso de biocombustibles para abastecer casi 27 por ciento de las necesidades de transportación del mundo para mediados del siglo.

    Las razones de ese tipo de ambiciones son claras: Con la tecnología actual, resulta casi imposible impulsar automóviles, camiones, barcos y aviones jet con energía generada del viento o el mar.

    Lo que es más, la bioenergía está siendo llamada para hacer electricidad. En noviembre, funcionarios de la Dependencia de Protección Ambiental de EU (EPA) emitieron un memo de política que fue interpretado ampliamente como si fomentara el cultivo de bosques para producir energía al tratarla como una fuente exenta de carbono.

    Sin embargo, hay un gran problema con esta estrategia. Un economista diría que pasa por alto los “costos de oportunidad” de desplegar vegetación como una fuente de energía. Otros lo llaman doble conteo.

    “Dedicar tierra a la bioenergía siempre tiene un costo porque esa tierra no puede producir plantas para otros fines”, destacó Timothy Searchinger, investigador en Princeton y el Instituto de Recursos Mundiales que fue coautor de un informe reciente, en el cual se pide una reducción de cultivos dedicados a biocombustibles.

    En pocas palabras, dijo Searchinger, la energía de bosques y campos, de hecho, no está exenta de carbono.

    El argumento por un decisivo despliegue de bioenergía da por hecho que es neutral en términos de carbono porque las plantas recuperan CO2 del aire cuando crecen, compensando el carbono emitido por haberlas quemado como combustible. Sin embargo, apartar un campo de maíz o bosque para producir energía requiere que éste no se use para producir comida o, lo que reviste la misma importancia, para almacenar carbono.

    “Quemar biomasa en vez de combustibles fósiles no reduce el carbono emitido por plantas generadoras de electricidad”, escribió un grupo de 78 científicos al comienzo de la semana a Gina McCarthy, la directora de la EPA, advirtiendo en contra de la nueva política para plantas de energía. “La quema de biomasa, como árboles, que de lo contrario seguirían absorbiendo y almacenando carbono, llega a expensas de un menor almacenamiento de carbono”.

    Si los detractores están en lo correcto, la cacería de biomasa en gran escala pudiera modificar vastamente el uso de la tierra del mundo, el abasto de alimento y ecosistemas, al tiempo que haría poco por prevenir el cambio climático.

    Hasta ahora, el argumento por la cautela ha caído en su mayoría en oídos sordos. La razón es que los legisladores ven pocas opciones.
    El año pasado, el Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático presentó su evaluación más reciente de la comprensión colectiva de científicos de cómo desacelerar el paso del calentamiento global. Plagada de las incertidumbres usuales de la ciencia, parecía bastante segura de un aspecto: Hacerlo sin biocombustibles sería mucho más difícil.

    Si no hay un gran aumento en las provisiones de bioenergía, informaba el análisis del panel sobre cambio climático, costaría alrededor de dos tercios más, en promedio, prevenir que la temperatura de la tierra suba más de dos grados Celsius por arriba de niveles preindustriales, por lo general considerados el punto crítico para la agitación climática.

    La disponibilidad de biocombustibles marca una diferencia mayor en el precio final, concluyó el panel, que si la generación de electricidad puede ser dirigida exitosamente hacia el sol y el viento. Solamente la tecnología de captura y almacenamiento de carbono reviste mayor importancia.

    En la mayoría de los modelos de cambio climático del panel que llevan las temperaturas de vuelta por debajo del tope de 2 grados para finales del siglo, se asume que los biocombustibles producen alrededor de 250 a 350 exajoules de energía al año.

    Para darle contexto a esto, 300 exajoules equivale a más de la mitad del consumo mundial de energía actualmente. En estos tiempos, el contenido energético de toda la biomasa cosechada para extraer comida, forraje y todo lo demás equivale a alrededor de 220 exajoules.

    La pregunta es: ¿de dónde provendrá la tierra para producir toda esta vegetación adicional?
    Como notaba un compromiso de la Dependencia Ambiental de Europa, a fin de reducir la cantidad de CO2 en el aire, la producción de bioenergía “debe incrementar la cantidad total de crecimiento de plantas, haciendo que más plantas estén disponibles para uso de energía al tiempo que se conserven otros beneficios”.

    André Faaij, experto en sistemas de energía en la Universidad de Gronigen en Países Bajos y autor de muchas evaluaciones importantes empleadas por el panel sobre el potencial de la bioenergía, argumenta que definitivamente es factible.

    El mundo podría alimentar a 35,000 millones de personas (la población actual de la tierra es 7,000 millones), si tan solo la productividad de la agricultura y la ganadería en el mundo en desarrollo fuera llevada hasta estándares de país industrializado, dijo.

    “Mozambique podría alimentar a toda África si solamente aumentara su productividad para que igualara la de Países Bajos”.

    Eso podría liberar mucha tierra. El despliegue de solo 10 por ciento de las 5,000 millones de hectáreas del mundo que se usan para cosechas y pasturas actualmente para el cultivo de biocombustibles pudiera generar de 100 a 150 exajoules para finales del siglo. Se podrían tener otros 60 a 70 a partir de la plantación de biocombustibles en tierra actualmente degradada. El resto pudiera venir de un mejor cultivo de bosques y el uso de desechos orgánicos.

    En un artículo reciente, Faaij y colegas calcularon que sería técnicamente posible obtener alrededor de 100 exajoules para 2050 a partir de lo que llaman “crecimiento forestal excedente”, lo cual se refiere a los fragmentos del bosque que no están protegidos ni son explotados ya por su madera, así como desecho de madera. Este tipo cálculo molesta a Searchinger.

    “El crecimiento forestal excedente”, dijo, ya está retirando CO2 del aire. Cosecharlo para energía no proporcionará beneficio ulterior alguno para el cambio climático. Lo mismo podría decirse de tierra agrícola que está ociosa, donde el bosque normalmente empieza a crecer de nuevo al poco tiempo, capturando carbono del aire.

    Es probable que haya un papel limitado para biocombustibles derivados de productos residuales. Sin embargo, la fuerza irrefrenable de los biocombustibles - la cual ha ayudado a reunir el apoyo de los denominados agronegocios en la batalla en contra del cambio climático - pudiera terminar haciendo más daño que bien.

    Estados Unidos solía depender mucho de la bioenergía para el transporte: hace 100 años, decenas de millones hectáreas fueron dedicadas al cultivo de alimento para animales de manada. Desde esos tiempos, buena parte de esta tierra ha regresado a ser bosque. Talarla de nuevo por combustible no es la mejor idea.



    Fuente: Elespectador.com / Eduardo Porter, NY Times

  • ¿Y si te pagaran por consumir electricidad? En Alemania pasó el domingo (y gracias a las renovables)

    El 8 de mayo a la 1 de la tarde Alemania alcanzó un nuevo récord en generación de energía renovable: las renovables (solar, eólica, hidraúlica y biomasa) suministraban 55 GW de los 63 GW que consume. Esto hizo que los precios de la electricidad fueran negativos durante unas horas.
     
    Es decir: aunque los usuarios finales no lo notarán en su factura final, los productores estuvieron horas pagando para que consumieran su electricidad. Si este es el futuro de la energía, que me pongan dos.
     
    ¿Energía gratis? ¿Cómo es posible?
     
    1111El año pasado pasó algo similar en Australia y os explicamos en detalle cómo la estructura del mercado eléctrico permitía este fenómeno. Y es que aunque parece algo difícil de concebir, es algo que ocurre más a menudo de lo que parece.
     
    En nuestro sistema el precio de mayorista de la energía se establece mediante un gran mercado donde los productores (centrales y plantes de todo tipo) van a vender y los comercializadores (las empresas que nos proveen a nosotros de electricidad). Las centrales nucleares y las renovables entran en el pool a precio cero. Fundamentalmente porque sus costes están amortizados, no se puede acumular la energía y pararlas es complicado. Después, y hasta cubrir la demanda, entran energías 'más caras' como el carbón o el gas. El último megavatio hora necesario es el que determina el precio de todos: si cuesta 50 euros todos los productores recibirán 50 euros por MWH.
     
    Así, cuando las renovables y la nuclear son capaces de saciar la demanda, el precio del último kW es cero. Es más, hay momentos en que el precio es negativo sencillamente porque a las centrales les sale más barato pagar para que la gente consuma su electricidad que apagar y volver a encender los equipos. Esto suele ocurrir por la noches, porque la demanda baja mucho; pero últimamente está ocurriendo cada vez más a plena luz del día.
     
    Luces y sombras
     
     
    222En Alemania la situación fue más espectacular porque, si bien era domingo, la bajada de precios ha dependido sólo y exclusivamente de las renovables. El año pasado, según la consultora Agora Energiewende, la suma de renovables cubrió un 33% de la demanda total alemana y este año, con la entrada de varios campos eólicos de gran capacidad, el porcentaje subirá.
     
    No obstante, no todo son buenas noticias. Los críticos están usando este hecho para argumentar que los picos diarios hacen difícil que una economía industrial moderna pueda mantenerse solo con renovables. Y aunque el caso danés lo cuestiona, es cierto que ha quedado demostrado que el sistema aún es demasiado rígido. Si Alemania planea llegar al 100% de renovables en 2050 como ha dicho, debe ponerse las pilas. Y el resto de nosotros también.
     
    Fuente: Xataca
     
  • ' Construir un hub energético con Colombia y Ecuador es una gran oportunidad para el Perú '

    CelsiaEl ex viceministro de Energía, Pedro Gamio, aseguró que, frente al bajo crecimiento económico del país, la promoción y construcción de un hub energético con Colombia y Ecuador se convierte en una gran oportunidad para el Perú, debido al gran potencial de energías renovables.
     
    "Si trabajáramos conjuntamente con Colombia y Ecuador garantizaríamos energía limpia con costos competitivos a Centroamérica, a partir de Panamá, y a Chile. Los inversionistas ven ese planteamiento con mucho interés porque no es solo exportar gas natural sino es la oportunidad de cambiar el déficit que el Perú tiene de infraestructura", aseveró.
     
    El experto agregó que con esta iniciativa se garantizaría el crecimiento de la oferta eléctrica y la exportación de energías renovables. Asimismo, destacó que de aprovechar esta oportunidad le permitiría al Perú electrificar el transporte. "Si electrificamos nuestro transporte sería más respetuoso con el medio ambiente, por menores emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), y con las personas, por menores tiempos", afirmó.
     
    En ese sentido, Gamio señaló que el problema de fondo es el chatarreo. Y es que, según explicó, hay que considerar que el Perú tiene dos millones 200 mil vehículos, de los cuales un gran porcentaje son muy antiguos, ineficientes, contaminantes y generadores del caos.
     
    "El chatarreo es una inversión grande para modernizar el transporte, reducir las emisiones de GEI y disminuir el presupuesto de salud pública", acotó el ex viceministro de Energía.
     
    Fuente: eleconomista.pe
  • ' Estamos concentrados en las soluciones para mantener iluminado al país ': Tomás González

    ApagonAsí lo dijo el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada en rueda de prensa en Palacio de Nariño, quien además resaltó las medidas que ha tomado la cartera minero energética para proteger a los colombianos y garantizarles abastecimiento de energía eléctrica “El Gobierno ha tomado acciones oportunas para evitar que este Fenómeno de El Niño tan drástico genere problemas para el país (…) Este partido aún está en juego y debemos hacer todo para ganarlo”, resaltó.
     
    Sobre los daños en las centrales eléctricas de Guatapé y Termoflores el jefe de la cartera minero energética resaltó que se está trabajando con las empresas EPM y Celsia para acelerar la reparación, y afirmó: “Estos incidentes no estaban en las cuentas de nadie; perdimos a dos de nuestros mejores jugadores cuando nos acercamos a la final y ahora estamos haciendo lo que esté a nuestro alcance para superar la situación”
     
    Ante esta situación el Gobierno Nacional ha reaccionado utilizando las reservas de generación térmica e hídrica que se habían generado gracias a las medidas tomadas el año pasado; importando energía de Ecuador y diseñando un programa de ahorro voluntario que se trabaja con la Comisión de Regulación de Energía y Gas- CREG.
     
    En este momento, con los análisis y los modelos de XM, gestor del mercado eléctrico y fuente oficial de información, no se prevé que en las condiciones actuales se tenga contemplado racionamiento de energía por causa fenómeno de El Niño.
     
    “El país puede estar seguro de que si las condiciones del sistema eléctrico cambian, seremos los primeros en anunciarlo a los colombianos”, subrayó el Ministro.
     
    Estamos en el segundo tiempo del partido y el ahorro es nuestro mejor aliado
     
    El Ministro resaltó la importancia del ahorro “Dependemos del ahorro de cada uno de los colombianos. La mejor manera de garantizar que no vayamos a tener problemas en el suministro de energía es ser muy conscientes en el ahorro, evitar los desperdicios, y seguir todos los consejos que se han dado desde el Ministerio y desde el Gobierno de cómo podemos reducir el consumo”, concluyó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada.
     
    En este momento, con los análisis y los modelos de XM, gestor del mercado eléctrico y fuente oficial de información, no se prevé que en las condiciones actuales se tenga contemplado racionamiento de energía por causa fenómeno de El Niño
     
     
     
    Así lo dijo el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada en rueda de prensa en Palacio de Nariño, quien además resaltó las medidas que ha tomado la cartera minero energética para proteger a los colombianos y garantizarles abastecimiento de energía eléctrica “El Gobierno ha tomado acciones oportunas para evitar que este Fenómeno de El Niño tan drástico genere problemas para el país (…) Este partido aún está en juego y debemos hacer todo para ganarlo”, resaltó.
     
    Sobre los daños en las centrales eléctricas de Guatapé y Termoflores el jefe de la cartera minero energética resaltó que se está trabajando con las empresas EPM y Celsia para acelerar la reparación, y afirmó: “Estos incidentes no estaban en las cuentas de nadie; perdimos a dos de nuestros mejores jugadores cuando nos acercamos a la final y ahora estamos haciendo lo que esté a nuestro alcance para superar la situación”
     
    Ante esta situación el Gobierno Nacional ha reaccionado utilizando las reservas de generación térmica e hídrica que se habían generado gracias a las medidas tomadas el año pasado; importando energía de Ecuador y diseñando un programa de ahorro voluntario que se trabaja con la Comisión de Regulación de Energía y Gas- CREG.
     
    En este momento, con los análisis y los modelos de XM, gestor del mercado eléctrico y fuente oficial de información, no se prevé que en las condiciones actuales se tenga contemplado racionamiento de energía por causa fenómeno de El Niño.
     
    “El país puede estar seguro de que si las condiciones del sistema eléctrico cambian, seremos los primeros en anunciarlo a los colombianos”, subrayó el Ministro.
     
    Estamos en el segundo tiempo del partido y el ahorro es nuestro mejor aliado
     
    El Ministro resaltó la importancia del ahorro “Dependemos del ahorro de cada uno de los colombianos. La mejor manera de garantizar que no vayamos a tener problemas en el suministro de energía es ser muy conscientes en el ahorro, evitar los desperdicios, y seguir todos los consejos que se han dado desde el Ministerio y desde el Gobierno de cómo podemos reducir el consumo”, concluyó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada
     
     
  • 'Colombia Avanza en eficiencia energética': Viceministro

    Carlos Erazo : viceministro de energíaCarlos Erazo : viceministro de energíaAsí lo dijo el Viceministro de Energía, Carlos Fernando Eraso, en la instalación del Seminario de Eficiencia Energética, evento organizado por el Ministerio de Minas y Energía, la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco), la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y la Financiera de Desarrollo Territorial (Findeter), realizado en el hotel AR Radisson en Bogotá. 
     
    “En 2015 trabajamos con una firma de consultoría que nos entregó un informe sobre lo que podríamos hacer hacia adelante. Tomamos esta información como insumo para formular una política pública, contenida en decretos cuyos borradores vamos a publicar esta semana para consulta. Queremos mejorar estos borradores de la mano de la industria y de los consumidores. Estos borradores surgen del trabajo conjunto entre el Ministerio de Minas y Energía y la UPME”, afirmó el Viceministro Eraso.
     
    Con estos lineamientos generales se espera impulsar un mercado de eficiencia energética a partir del fortalecimiento de la institucionalidad, la fijación de medidas de corto y mediano plazo, sobre la base de una mejora en la información con relación al consumo y uso de la energía en el país. Igualmente, se apoya en el marco normativo hasta ahora desarrollado – Ley 697 de 2001 y Ley 1715 de 2014 - para fomentar la implementación de sistemas de gestión integral de la energía y coordinar los mecanismos de financiación para programas, planes y proyectos de eficiencia energética.
     
    Además, el Viceministro de Energía recalcó que “cuando uno piensa en eficiencia energética puede identificar beneficios directos, como un menor costo por el pago de la energía y la posibilidad de incrementar la productividad. Se trata de hacer más con un menor consumo de energía. Esto tiene un impacto positivo en la competitividad y el medio ambiente, que cuando se cuantifica dejar ver que es un buen negocio”, y sobre el positivo impacto que traería para el desarrollo económico y empresarial del país indicó “(…) todo esto puede contribuir, por ejemplo, a que productos colombianos se posicionen en mercados internacionales con precios que los hagan más atractivos”.
     
    El anuncio de la política pública de eficiencia energética fue hecho en el marco del Seminario que premiará a las empresas y entidades públicas que hoy en día han avanzado en la adopción de medidas y registran a la fecha avances y logros en esta materia.
     
    Premio a la Eficiencia Energética
     
    El viernes 22 de abril, al cierre del Seminario se realizará un reconocimiento a las organizaciones más comprometidas y que han logrado demostrar los beneficios de la eficiencia energética en materia económica, social y ambiental. 
     
    Las categorías premiadas serán:
     
    1.    Empresas de servicios públicos y tecnologías de la información y las comunicaciones.
     
    2.    Industria, comercio y servicios
     
    3.    Entidades públicas y entes territoriales
     
    4.    Academia
     
    5.   ONG, centros de investigación, y empresas de consultoría y servicios energéticos
     
    MME- paisminero.co
  • 'Ya pagamos por el seguro contra la escasez de energía'

    Energi TrrsEn los últimos cinco años, los grandes consumidores han pagado a los agentes generadores, más de US$4.800 millones a través del cargo por confiabilidad.
     
    El gremio de empresas consumidoras de energía, Asoenergía, estima que el actual fenómeno climático de ‘El Niño’ se debe afrontar respetando las reglas del juego establecidas muy claramente en la normatividad del sector eléctrico colombiano.
     
    La normatividad del sector eléctrico en Colombia estipula que todos los consumidores deben pagar, dentro de la tarifa de electricidad, un cargo o prima  que tiene por objeto asegurar el suministro de energía en condiciones de baja hidrología, tal como el que  se está presentando en Colombia con el fenómeno de ‘El Niño’. Ese cargo se denomina cargo por confiabilidad.
     
    Durante estos periodos de escasez hidrológica algunos de los generadores, en contraprestación a ese cargo o prima, se comprometen con la entrega de una mínima cantidad de energía específica. Esta energía se denomina obligación de energía en firme.
     
    Según el gremio, la suma de todas estas obligaciones que tienen los generadores que reciben la prima debe ser suficiente para cubrir toda la demanda nacional: "Las reglas del juego para definir las condiciones de activación de la entrega de esa energía están definidas desde hace largo tiempo por parte de la Creg y de las autoridades competentes. Con base en ellas los diferentes generadores aceptaron el compromiso de entrega de energía  a cambio del recibo de este cargo o prima".
     
    María Luisa Chiappe, presidente ejecutiva de Asoenergía, manifestó: “En los últimos 5 años todos los consumidores, residenciales y comerciales, hemos pagado por Cargo por Confiabilidad US$4.800 millones de dólares de los cuales US$600 millones han llegado directamente a las plantas que funcionan  con combustibles líquidos. Por ello lo mínimo que esperamos es que cumplan con el compromiso de garantizar la oferta de energía en circunstancias como las actuales”.
     
    El cargo por confiabilidad es un seguro contra la escasez de energía, diseñado precisamente para garantizar la oferta en condiciones de baja hidrología: “Por esto encontramos inaceptable que a la hora de cumplir con su obligación,  las empresas que recibieron el cargo por confiabilidad argumenten que no están en condiciones financieras para honrar  su compromiso”, agrega el comunicado.
     
    Así mismo, Asoenergía considera inaceptables los argumentos expuestos por los generadores y asevera que "es como si una compañía de seguros, después de haber otorgado una póliza y haber recibido cumplidamente la prima de parte del asegurado,  en el momento de presentarse el siniestro alega que  no tiene recursos para pagarlo".  
     
    Con base en lo anterior, el gremio sugiete que las razones como “inviabilidad financiera” para solicitar un cambio de reglas de juego y para cancelar la resolución 109 de la Creg sobre la sustitución de  “activos ineficientes” no es adecuada.
     
    Bajo este contexto, los principales consumidores de energía del país suponen que este incumplimiento de lo pactado, después de haber recibido el dinero de los consumidores, perjudica a las familias colombianas, y a las empresas de todos los sectores económicos: "Esperamos que el gobierno nacional proteja el patrimonio de los colombianos y adopte  cuanto antes las medidas necesarias para impedir que se repita esta situación tan lamentable". 
     
    Las plantas que reciben cargo por confiabilidad se comprometen a producir energía cuando el precio de bolsa supera el precio escasez: “Por lo tanto, resulta inadmisible que, tan pronto  aparece la señal para entrar a ofrecer energía, en lugar de estar prestas a cumplir con lo pactado, soliciten que se aumente  el precio de escasez, lo cual significa también un mayor costo para los consumidores y un cambio en las reglas del juego establecidas”, señala el comunicado.  
     
    Asoenergía ha venido señalando la inconveniencia de financiar con el cargo por confiabilidad la operación de plantas ineficientes, porque este esquema encarece la energía consumida sin garantizar realmente la confiabilidad, como se está demostrando en esta coyuntura.
     
     
    Fuente: Portafolio.co /
  • ‘El país debe quitar las barreras a las energías renovables’

    Este año llegó a Colombia la filial de Enel encargada del desarrollo de proyectos de energías verdes. Carlo Zorzoli, gerente general de Enel Green Power en Latinoamérica, explica cuáles son las apuestas de la multinacional en la región.
     
    AlstomPocos países como Colombia tienen tanto potencial para el desarrollo de las energías renovables no convencionales en el mundo, una actividad que utiliza fuentes poco usuales como el sol, el viento, la energía del subsuelo y las pequeñas corrientes de agua para generar electricidad.
     
    El gerente general de Enel Green Power (filial del grupo Enel, que también es la casa matriz de Codensa y Emgesa), Carlo Zorzoli, tiene muy clara esta realidad.
     
    Sin embargo, asegura que el país debe hacer algunos ajustes a su marco normativo para garantizar que estas nuevas fuentes entren a diversificar y fortalecer la matriz energética nacional, algo que, sin duda, le permitiría a Colombia evitar que la falta de un combustible frene su competitividad eléctrica.
     
    ¿Qué proyecciones tienen con relación al sector de energías renovables no convencionales del país?
     
    Actualmente estamos evaluando tres tipos de energía renovable en el país: la eólica, la solar fotovoltaica y la minihidro. La primera se debe a que Colombia tiene uno de los mayores potenciales eólicos de Suramérica e incluso del mundo, con vientos estables y predecibles. Además, tiene dos particularidades que no tienen otros países: en primer lugar, está comprobado que los períodos de mayor viento coinciden con los de menor régimen hídrico, lo cual las convierte en dos fuentes complementarias; y en segundo lugar, con la información de vientos disponible, el perfil de generación eólica coincide con la curva de demanda del país.
     
    ¿Y en cuanto a la solar y la minihidro?
     
    En lo que respecta a la solar, el potencial es bastante atractivo y hay que destacar los bajos precios de inversión para los equipos en las zonas fotovoltaicas en comparación con la generación convencional. Con relación a la tercera, según los análisis de la Upme, Colombia es el segundo país de Latinoamérica con mejor potencial hidroeléctrico.
     
    ¿Por qué es atractivo, como negocio, invertir en energías renovables?
     
    Una de las grandes ventajas de los proyectos de energías renovables no convencionales, sobre las convencionales, es su time to market, con tiempos de construcción mucho menores que una convencional. Por ejemplo, el tiempo de licenciamiento, desarrollo y construcción de un parque eólico es de uno a tres años, frente a unos cinco a seis años de una central termoeléctrica.
     
    ¿Tienen proyectos específicos en estudio y desarrollo?
     
    En estos momentos estamos evaluando.
     
    ¿Cómo analizan los avances que se han dado hasta ahora en la reglamentación de la ley de energías renovables?
     
    La Ley 1715 de 2014 permitió que en el país se comenzara a hablar de energías renovables, y es una buena base para facilitar una reglamentación que cambie el modelo comercial y regulatorio.
     
    Si bien se ha dado un paso muy importante con su implementación, aún hace falta que se reglamenten aspectos importantes que apunten a una mayor diversificación en la matriz energética.
     
    Cuanto más diversificada sea la matriz energética de un país, mayor independencia energética tendrá y más competitivos serán sus precios. De esta manera, la integración de fuentes no convencionales de energía renovable a la matriz podrá garantizar la generación de energía en cualquier condición climática y circunstancia externa del mercado.
     
    ¿Qué elementos cree que debería cambiar la regulación eléctrica del país?
     
    El mercado eléctrico colombiano está fundamentado en el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, y mira a fomentar la instalación de potencia de generación proveniente de fuentes convencionales.
     
    Hoy en día en el país hay escasez de gas, y los precios de los combustibles líquidos para generación ponen en duda la confiabilidad del servicio y encarecen los precios de energía. Es por ello que el marco regulatorio debe modificarse, con el fin de eliminar barreras a la diversificación de la matriz y así mantener una oferta confiable a precios competitivos. Esto se puede lograr buscando una firmeza de energía en el sistema y no la confiabilidad de cada planta individual.
     
    Hoy siendo que todas las plantas utilizan las mismas fuentes, ante un problema sistémico como ‘El Niño’ y la escasez de gas, un sistema hidro-térmico va en crisis, mientras que un sistema diversificado con más fuentes primarias, como la energía del viento y del sol, se vuelve más resiliente ante estos problemas sistémicos.
     
    ¿Cuántos recursos esperan invertir en la región?
     
    Enel Green Power tiene prevista una inversión de 7.700 millones de euros desde 2016 hasta 2019, de los cuales el 54% de esta cifra será destinado a América Latina. En los próximos cuatro años, Enel Green Power se propone desarrollar 6,8 GW adicionales. Hoy en día, la empresa tiene alrededor de 10 GW de potencia instalada en el mundo.
     
    Con la integración de Enel Green Power en la matriz Enel, la empresa podría añadir 1.300 millones de euros de inversiones adicionales dedicadas al crecimiento.
     
    El 22% de esta cifra será destinada a América Latina. Con las inversiones adicionales, la potencia que se instalará en el periodo podría alcanzar los 7,7 GW.
     
    Economía y Negocios - Portafolio.co
  • ‘La energía actual va por lo menos hasta el 2050’

    Energi TrrsHoy existen suficientes hidrocarburos y recursos en el mundo para este siglo.
     
    Recientemente visitó a Colombia el experto en energía y gas de IBM, Steve Edwards, y reveló los resultados de un estudio mundial sobre las tendencias del uso de energía en las próximas cuatro décadas.
     
    Según Edwards, el reto del mundo en el corto plazo no es conseguir nuevas fuentes de energía, la tarea está en el área de disponibilidad.
     
    Hoy existen suficientes hidrocarburos y recursos en el mundo, por lo menos para este siglo, así que la tarea es hallar cómo desarrollar de manera eficaz y segura los recursos existentes.
     
    ¿Qué va a pasar en 20 años en el mundo en materia de energía?
     
    Entendemos que el 2030 es un horizonte razonable para evaluar energías que pueden ser empleadas y desarrolladas.
     
    El primer hallazgo es que se seguirá con las mismas energías y no será solamente hasta ese año, sino hasta el 2050.
     
    ¿Qué cambio habrá entonces?
     
    Lo primero es mejorar la tecnología que hoy usamos, básicamente en términos de producción y extracción de petróleo y gas.
     
    El promedio de recobro es del 33 por ciento por pozo, cualquier variación por pequeña que sea va a ser significativa y ahí es donde debe entrar la tecnología.
     
    De hecho, la realidad hoy día es que cada vez las compañías deben ir a áreas más complejas para poder extraer el crudo.
     
    Prueba de ello son firmas como Petrobras, que saca de zonas más profundas del mar.
     
    Hay petroleras que están entrando en la zona polar y esto significa no sólo tecnología para llegar, sino que una vez que encuentran hay que pensar en cómo van a sacar ese petróleo.
     
    ¿Seguimos dependiendo del petróleo?
     
    Hay nuevas fuentes como el gas licuado, que está generando nuevos retos en EE. UU. En este momento, China tiene las reservas más grandes de fuentes tradicionales de energía.
     
    ¿Qué va pasar con las empresas?
     
    Se espera que se incrementen las alianzas entre compañías y que haya muchas fusiones en el sector. Recuerde que 25 años atrás las grandes empresas privadas tenían acceso a 75 por ciento de las reservas y eso ya no es así.
     
    Ahora la mezcla cambió y hoy las compañías nacionales de petróleo, como Ecopetrol o Petrobras, tienen el 70 por ciento de las reservas.
     
    Eso invita a que las multinacionales privadas cambien la manera de relacionarse, tienen que buscar nuevas formas de relacionarse con las estatales.
     
    Adicionalmente, están incursionando en tres áreas: eficiencia operacional, ambiente y cómo se mide mejor cada unidad de negocio.
     
    ¿Cuál es la clave para sobrevivir?
     
    Mejora la tecnología, colaboración entre compañías y alianzas, sin descuidar el tema ambiental.
     
    ¿Qué pasa con las denominadas energías alternativas?
     
    Están la solar, el viento, los biocombustibles, pero el porcentaje de lo que arroja el resultado de cara al 2030 es que aumenta, pero sigue predominando el petróleo.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / César Giraldo
  • "Hay que hacer ajustes energéticos"

    Con la Ley de Energías Renovables se busca que quien tenga excedentes de energía pueda venderlos al sistema
     
    Termo ElectEl futuro del mercado eléctrico en Colombia es altamente positivo. Sin embargo, hay que hacer algunos ajustes que le permitan al país convertirse en el ‘hub’ energético más importante de la región, que no solo beneficie a los consumidores, con precios más bajos y una mayor eficiencia, sino también al país con ingresos por la exportación de energía.
     
    Esta fue la conclusión del Foro de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), en el que expertos extranjeros como Robert Armstrong, director de Director de la Iniciativa de Energía de MIT, contó que “en Colombia todo son oportunidades. Es un país con muchos recursos naturales disponibles para su aprovechamiento. Hay petróleo, carbón, gas y por supuesto la generación hídrica”.
     
    Pero para ello será necesario hacer ajustes que le permitan al país aprovechar, de manera organizada y eficiente, todos esos recursos para un mayor crecimiento armónico del sector y de la economía nacional, sostuvo.
     
    “Consideramos que el valor que puede generar Colombia tiene que ver con la posibilidad de exportar y crearle riqueza al Estado, pero también cómo optimizar el tema de la capacidad energética para el consumo de los usuarios locales con eficiencia”, manifestó.
     
    El presidente de la junta directiva de Andeg, Luis Miguel Fernández, señaló que es el momento propicio, al encontrarnos ad portas del nuevo Plan Nacional de Desarrollo para el segundo mandato del presidente Juan Manuel Santos, para que desde la industria, el Gobierno y la academia, juntos construyamos una visión del mercado energético para el próximo cuatrienio.
     
    Por su parte, Carlos Batlle, experto español, recalcó que hoy todos tienen puestos sus ojos en las reformas energéticas que ha implementado Colombia, como la norma de mercado por confiabilidad, un seguro que garantiza el servicio.
     
    Entre tanto el presidente Ejecutivo de Andeg, Alejandro Castañeda, aseguró que si bien el sector eléctrico ha funcionado como un relojito en los últimos 25 años y es un mercado robusto que ha respondido ante los eventos climáticos, hay elementos que se deben analizar.
     
    “Es necesario tener en cuenta a los usuarios, para que se vuelvan más activos en el control del servicio. Además, mejorar el servicio de los actores de la cadena”, indicó.
     
    Castañeda considera que este tipo de foros permite abrir el debate sobre la necesidad de mejorar las formas de coordinación entre el sector del gas y el eléctrico.
     
    “El sector del gas introdujo reformas en los últimos dos años, lo que le ha permitido mejorar su mercado. Ahora es tiempo de que el eléctrico se acondicione un poquito mejor, para ganar eficiencia”, añadió.
     
    Con la Ley de Energías Renovables, que debe reglamentarse muy rápido, quien tenga paneles solares en sus casas y le sobre energía, puede venderla a la red, es decir, además quien autogenere podrá hacer lo mismo. A esto se sumará la búsqueda de nuevas alternativas energéticas. 
     
    Por: Jairo Chacón
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • “Desde antes de su nacimiento la planta de Bioenergy era inviable”, Contraloría

    Bioenergy PlantaSegún la CNR, las posibilidades de que genere rentabilidad son muy bajas y no aporta ningún valor agregado a los colombianos. 
     
    Menos de 24 horas después de haberse producido el primer litro de etanol en la planta de Bioenergy, este proyecto ya enfrenta su primer escándalo. 
     
    Este viernes, la Contraloría General de la República señaló que desde antes de su nacimiento, la planta era inviable, ya que las posibilidades de general rentabilidad son muy bajas y esta no aporta ningún valor agregado a los colombianos. 
     
    Según un estudio técnico, adelantado por la Contraloría, Bioenergy ha generado unos cuantiosos costos adicionales y es difícil que resulte rentable para sus accionistas. 
     
    De acuerdo con una evaluación realizada por el organismo de control, las posibilidades de rentabilidad sobre la inversión para Ecopetrol son muy bajas.
     
    Además, el horizonte de recuperación de la inversión es mayor a 20 años, lo cual no es eficiente, ya que Ecopetrol asumió un alto riesgo aportando más del 50% de la inversión.
     
    El valor acumulado actual de Bioenergy es de 2.18 veces su valor presupuestal inicial.
     
    Como resultado de este estudio, en el 2017 se adelantará una auditoría al proyecto cuestionado. 
     
    La evaluación muestra algunas situaciones que también se identificaron en el proyecto Reficar. 
     
    Aunque la Refinería de Cartagena fue más ingeniería financiera que ingeniería de construcción. En el caso de Bioenergy fue más importante la estructuración societaria y gestores y promotores del proyecto, que lo que verdaderamente valía la pena, una planta que busca alcanzar una producción de 1.000.000 litros diarios de etanol. 
     
    ENTRADA TARDÍA EN EL MERCADO DEL ETANOL 
     
    La Ley 693 de 2001 y el Decreto 3862 de 2005 ordenaron que las gasolinas utilizadas en los centros urbanos de más de 500.000 habitantes, debían contener componentes oxigenados como los alcoholes carburantes, encaminadas a promover la producción sostenible de biocombustibles en Colombia. 
     
    Pero, mientras muchas destilerías en el país aprovecharon esta política pública y desarrollaron modelos de negocios exitosos, Ecopetrol, desde su vinculación al proyecto en el 2007 hasta la fecha, no ha producido un solo litro de etanol, a pesar de haber tenido un mercado cautivo de consumo como es Bogotá. 
     
    ALTA INCERTIDUMBRE Y ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS 
     
    La decisión de emprender este proyecto estratégico se tomó con base en estudios de ingeniería conceptuales, por lo que al hacer la articulación en su modelo de maduración de proyectos, presenta diferencias presupuestales altas (218%) y técnicas, que de haberlas valorado correctamente en su momento lo hubieran calificado como un proyecto inviable. Claramente hoy Bioenergy no aporta valor a los colombianos. 
     
    COSTOS ADICIONALES Y DESEMPEÑO FINANCIERO DEL PROYECTO 
     
    El valor acumulado actual de Bioenergy es de 2.18 veces su valor presupuestal inicial, explicado por la materialización de riesgos de este proyecto, pero especialmente por las inversiones en el componente industrial y agrícola, que hoy son asumidos por Ecopetrol. 
    En resumen, las posibilidades de rentabilidad sobre la inversión para Ecopetrol son muy bajas, con una inversión inicial de US$ 344 millones y una tasa interna de retorno (TIR) del 13,3%. En la actualidad la inversión es cercana a US$750 millones, sin incluir el arranque y los costos pre-operativos y su tasa de retorno de 1,2%, muy inferior al costo promedio del capital, equivalente al 9,9% para este año, por lo que al igual que Reficar, este proyecto tiene que hacer un alto esfuerzo para que resulte rentable para los accionistas. 
     
    CONTRATO DE INGENIERÍA, PROCURA Y CONSTRICCIÓN FRACASADO 
     
    El mecanismo contractual denominado EPC, fracasó en este caso, y, a diferencia de Reficar, este fue terminado y hoy hace parte de un laudo arbitral internacional. 
    Sin embargo, la firma ejecutora del EPC, la española ISOLUX, mostró su incapacidad técnica, económica y logística para desarrollar un proyecto estratégico para el país en materia de energías limpias. 
     
    MODELO DE SELECCIÓN DEL CONSTRUCTOR 
     
    Se repite el caso de firmas sin condiciones eficientes para el desarrollo de los proyectos intensivos en capital. En los procesos contractuales para la construcción de la planta de etanol en Puerto López (Meta), la experiencia de los ofertantes en la construcción de plantas de similares características técnicas, no fue un factor determinante para su escogencia, otorgándosele a una firma que fue incapaz de llevar el proyecto a condiciones productivas. 
     
    ISOLUX, el único mérito que tuvo, fue ofertar un menor precio, ya que no presentó atributos de experticia y menos aún de capacidad. Sin embargo, los analistas de la Contraloría están pendientes de conocer los detalles del desempeño de Bioenergy, el contratista y los subcontratistas, ya que la información hoy día la tiene Bioenergy bajo carácter de confidencial por la disputa internacional. No obstante, será auditada de forma rigurosa por la CGR, para determinar los hechos presentados en contra del proyecto. 
     
    MÁS INGENIERÍA ORGANIZACIONAL QUE CONSTRUCTIVA 
     
    Reficar fue más ingeniería financiera que ingeniería de construcción. En el caso de Bioenergy fue más importante la estructuración societaria y gestores y promotores del proyecto, que lo que verdaderamente valía la pena, una planta que busca alcanzar una producción de 1.000.000 litros diarios de etanol. 
     
    Es muy importante para la contraloría dentro de su proceso de auditoría, entender la forma de vinculación de socios desde el inicio, lo anterior dado que Ecopetrol siempre actuó como un comprador de participaciones de los agentes que se hacían parte del proyecto, en una compra inicial de 17.6 millones de dólares, hoy el proyecto vale al menos en la contabilidad de costos 750 millones de dólares. 
     
    Sumado a lo anterior, el horizonte de recuperación de la inversión es mayor a 20 años lo cual no es eficiente, ya que Ecopetrol asumió un alto riesgo aportando más del 50% de la inversión. 
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • “El sector eléctrico está preparado para afrontar el fenómeno el Niño”: Ángela Montoya, Presidenta de Acolgen

    Genera EnergGracias al trabajo de planeación y construcción de infraestructura que las autoridades y el sector energético han venido realizando de manera articulada durante las últimas dos décadas, Colombia está preparada para coyunturas climatológicas como el fenómeno del Niño que los expertos anuncian.
     
    Ángela Montoya, Presidenta de Acolgen, sostuvo que “desde el momento en el que se prendieron las alarmas por la potencial ocurrencia de un fenómeno del Niño, el sector ha trabajado para enfrentar esta coyuntura de acuerdo con los parámetros del sistema, incrementando la generación térmica para proteger los embalses y evitar un racionamiento energético. Hemos hecho todas las gestiones comerciales y logísticas necesarias para asegurar el combustible para la operación de las plantas térmicas.
     
    Gracias a que hemos aplicado el principio de prudencia, el nivel promedio de los embalses ha aumentado de manera considerable, del 43,35% en abril, al 72,77% en julio. Esto, y la correcta operación del parque térmico, podemos afirmar que el sistema de generación está funcionado adecuadamente y está preparado para El Niño. El anuncio del Presidente Santos así lo confirma".
     
    El Gobierno Nacional ha incrementado los volúmenes disponibles de gas, privilegiando la necesidad coyuntural que tiene el país sobre las exportaciones de este recurso hacía Venezuela. “Es fundamental que esa disponibilidad se mantenga para poder abastecer a las plantas de generación térmica e incluso, incrementarla” – señala Montoya.
     
    Acolgen y sus asociados respaldan el llamado del Presidente de hacer uso eficiente de la energía y el agua para proteger y preservar  los recursos hídricos del país.
     
    Evolución del nivel de los embalses
     
     
    A
  • “Hay que hacer muy rápido el trabajo de regulación de energías renovables”

    Energias Alter
    Medellín_Con el último Fenómeno de El Niño la necesidad de la energía renovable se hizo evidente. Por eso, el CEO de Siemens Región Suramérica (sin Brasil), Daniel Fernández, dijo que es urgente que se dé una regulación al respecto. Señaló que ven la mayor oportunidad en la energía eólica.
     
    ¿Cuál es el foco de la operación de Siemens en Colombia para este año?
    Nuestro negocio más grande actualmente está en el sector eléctrico, sea generación, transmisión o distribución de energía y ahí queremos seguir creciendo con doble dígito anualmente. Hemos estado muy presentes en el sector de petróleo y gas con equipo rotativo, pero también con sistemas de automatización y aquí queremos hacer mucho más, porque vemos que como se bajó el petróleo necesitan mejorar su productividad. Como empresa podemos ofrecer herramientas que ayudan a hacer más eficiente esa operación. Estamos haciendo con empresas como Ecopetrol estudios de cómo mejorar esa productividad.
     
    ¿Cómo les va con el tema de la energía renovable?, ¿cree que falta regulación para que crezca?
    En el tema de regulación se ha hecho un muy buen trabajo en los último años, pero el mercado ha cambiado dramáticamente en muy poco tiempo y lo hemos visto en los últimos meses y se ha creado la conciencia de que por el cambio climático no podemos seguir operando como lo hemos hecho, por lo que necesitamos urgentemente complementar el sistema eléctrico con energía renovable. Pero aquí hace falta regulación para que  inversionistas puedan participar.
     
    ¿Regulación para que se pueda vender?
    Hoy en día se habla hasta ahora de un cargo de confiabilidad y el concepto debe ser otro. No quiero entrar en detalles de regulación, pero hay que hacer ese trabajo y hay que hacerlo muy rápido, porque sinceramente Colombia en ese aspecto está en último lugar en energías renovables. El país tiene 18 megavatios eólicos que es nada. Aquí hay que hacer algo urgentemente.
     
    ¿Cuál es la línea con mayor oportunidad de crecimiento?
    Está en el sector eólico porque hoy en día estamos en cero, Siemens es uno de los jugadores más importantes como fabricante de torres eólicas.
     
    ¿Cómo ve la adopción de cuarta revolución?
    La  digitalización es algo que va a impactar  cada vez más en la industria y todas las economías tienen que prepararse lo antes posible para estos retos, preparase como personas y crear tal vez nuevas empresas. Está muy ligado a la innovación, entonces este es uno de los temas más importantes que vamos a ver en Colombia y en todo el mundo.
     
    ¿Sí hay un interés de verdad por parte de las empresas?
    Nosotros trabajamos en Colombia muy intensivamente en digitalización con clientes, empresas como Bavaria, como Nutresa, todas las empresas del sector eléctrico, el centro de control XM, es decir la presencia y el mercado ya existen desde hace varios años. El desafío es para las pequeñas empresas, que no saben cómo acceder a ese mercado y cómo los beneficia.
     
    ¿Qué sectores son los más adelantados en ese proceso?
    Hay que diferenciar entre digitalización para la industria y por otro lado del tipo software común, más accesible para todo el mundo. En este último hay mucha actividad y mucha creatividad. En este aspecto el sector financiero en Colombia es el más avanzado. En la industria,  ahí yo creo que el más avanzado es el eléctrico.
     
    La opinión
     
    Germán Arce
    Ministro de Minas y Energía
    “Estamos trabajando en la normatividad y regulación para incentivar la inversión en fuentes no convencionales de energía para tener un sistema diversificado”.
     
     
    Fuente: LArepublica.co / Maria Alejandra Sánchez
  • “Podemos enfrentar fenómeno de el niño sin generación de guatapé”: minminas

     

    •     Gracias a las medidas que se tomaron en 2015, hoy el país puede enfrentar la pérdida de la hidroeléctrica más importante.


        Con la situación actual, el país cuenta con la energía suficiente para superar el Fenómeno El Niño, pero el sistema eléctrico queda al límite y se necesitará una mayor  conciencia de los colombianos sobre  la importancia de ahorrar energía.

    Prensa MinistroAsí lo anunció el Ministro de Minas y Energía Tomás González Estrada en rueda de prensa donde afirmó que el Gobierno Nacional ha tomado las medidas necesarias para suplir la generación eléctrica de la Central Hidroeléctrica Guatapé y seguir garantizando el abastecimiento para todos los colombianos.

    “Lo que pasó con Guatapé es similar a perder a James Rodríguez en la semifinal del campeonato. Hoy no está disponible un jugador clave y perdimos su aporte en momentos en que más lo necesitábamos. Afortunadamente, a cada inconveniente le hemos encontrado una solución adecuada y hoy podemos decirle al país que seguiremos garantizando el abastecimiento de energía a través de medidas oportunas”, afirmó González Estrada.

    El jefe de la cartera explicó que cuando la oferta térmica era récord en el país y cuando los niveles de los embalses eran suficientes para afrontar la actual hidrología, apareció el incidente de la Central Hidroeléctrica Guatapé, perteneciente a EPM, que afecta también la generación de las hidroeléctricas de Playas y San Carlos. Las tres juntas sumaban alrededor de 15 GWh

    “Hemos estado atentos desde el primer momento a la situación de la hidroeléctrica de EPM. Esperamos que los trabajos de reparación se hagan en el menor tiempo posible para reestablecer la central cuanto antes”, añadió González.

    Para atender la emergencia de Guatapé, el jefe de la cartera divulgó dos acciones inmediatas:

    1.    Uso de plantas de reservas: Gracias a las medidas que tomamos el año pasado, logramos tener reservas de 8GWh, que hoy nos ayudan a respaldar lo que no generamos con Guatapé.

    “Debemos hacer uso de las reservas de energía que habíamos construido con las medidas que tomamos el año pasado. Esto quiere decir que haremos un uso pleno de la generación termoeléctrica que tenemos de reserva: Termocandelaria y Termodorada, así como un mayor uso de los niveles de embalse que habíamos cuidado y nos habíamos esforzado en mantener”, añadió el Ministro.

    2.    Importación de energía: El Ministro Tomás González afirmó que esta semana se reunió con el Ministro de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador con quien se definió la importación de energía hacia Colombia, llegando a niveles superiores de 7GWv para el mes de marzo.

    “Vamos a importar energía de Ecuador, y esto lo podemos realizar fruto de todo el trabajo de integración energética regulatoria, operativa y comercial en la que hemos venido trabajando. Hoy podemos contar con una energía muy importante que nos confirmaron en la visita que tuvimos a los equipos técnicos del Ministerio de Energía de Ecuador” puntualizó González Estrada.

    Además, el jefe de la cartera minero energética aseguró que para tener mayor tranquilidad se buscará reducir el consumo de energía a través de una  estrategia para establecer metas de reducción de la demanda con los comercializadores.  

    Para esto se le ha pedido a la CREG que de la mano de los comercializadores y distribuidores haga un programa de ahorro voluntario de energía, de manera que se pueda incentivar, darle incentivos a aquellos colombianos que tengan un mayor ahorro de energía.

    “Nuestro compromiso siempre ha sido garantizar que los colombianos tengan energía. No hemos permitido que el país se apague, y seguiremos dando la atención oportuna e inmediata a coyunturas como las de Guatapé”, concluyó Tomás González.

     

    paisminero.co

  • “Política Energética y óptimo desarrollo de los recursos: la clave para la competitividad”

    ·         Con las intervenciones de Ángela Montoya Holguín, Presidenta Ejecutiva de ACOLGEN, Nikit Abhyankar Senior Scientific Enginneering Associate International y Luis Ernesto Mejía Castro, ex Ministro de Minas y Energía, fue instalada la VII edición del Encuentro Anual del Sector Energético Colombiano.
     
    ·         El evento cuenta con la ponencia del Ministro de Minas y Energía de Colombia, Tomás González; “Retos y oportunidades para el abastecimiento flexible de Gas Natural para las plantas térmicas y su impacto en la competitividad” quien se la presentará al sector energético del país.
     
    ·         A su vez, el Ministro participará en el conversatorio: Retos y Oportunidades en Política Energética para contribuir a la competitividad a través del óptimo desarrollo de los recursos energéticos en el corto, y mediano plazo; con el Ministro de Energía del Perú; Eleodoro Mayorga y le Viceministro de Ecuador, José Medardo Cadena; y Rosario Córdoba, Presidente Consejo Privado de Competitividad.
     
    AcolgenEl día de hoy, se dio inicio en Bogotá del evento más importante del sector energético de Colombia: “El séptimo Encuentro Anual del Sector Energético Colombiano. Política Energética y óptimo desarrollo de los recursos: la clave para la competitividad”. La inauguración del encuentro, que reúne a los más importantes empresarios, académicos y asesores internacionales del sector, así como a las autoridades de la actividad energética del país y la región,  estuvo a cargo de Ángela Montoya Holguín, presidenta Ejecutiva de ACOLGEN y de Federico Echavarría Vicepresidente de la Junta Directiva de ACOLGEN.
     
    Este encuentro es un excelente espacio de aprendizaje y discusión entre el Gobierno, la academia y las empresas del sector, para el intercambio de conocimientos, experiencias y expectativas que permitan la formulación e implementación de temas de Planeación, Políticas, y Mercado del sector energético colombiano.
     
    “Hoy, el sector eléctrico colombiano es clasificado en los rankings internacionales de sostenibilidad energética en el quinto puesto en materia de seguridad y cuatro en el ámbito ambiental. Aún tenemos grandes retos en materia de equidad energética y acceso a la energía, y es por eso que este espacio es tan importante para discutir el mejor rumbo del sector a favor de los colombianos y el desarrollo del país”, aseguró durante su intervención la presidente de ACOLGEN, Ángela Montoya Holguín.
     
    “Esta posición privilegiada que hoy tiene el país supone un gran reto para todos los actores que estamos en el sector, pues debemos trabajar no sólo para el sostenimiento de estas condiciones, sino también, a partir de nuestro potencial energético, mejorar la competitividad de este sector que es transversal y fundamental para el desarrollo del país”.
     
    Con estas palabras, la presidente de ACOLGEN dio apertura al Encuentro que durante tres días convocará a expertos, autoridades y empresarios, para discutir los temas neurálgicos del sector energético de Colombia en tres grandes módulos: el primero, dedicado a evaluar el mercado y su competitividad, otro, a su marco jurídico y tributario y finalmente, las determinantes ambientales del sector. Los tres grandes objetivos del Encuentro serán:
     
    i)             Identificar el óptimo aprovechamiento del potencial energético colombiano para la generación de energía eléctrica.
    ii)            Establecer retos y oportunidades en política energética para contribuir a la competitividad a través del óptimo desarrollo de los recursos energéticos en el corto y mediano plazo.
    iii)           Caracterizar mercados energéticos mundiales para identificar el impacto de sus fundamentales en la competitividad.
     
    Como invitado especial a este encuentro él arquero mundialista de la selección nacional del fútbol colombiano Faryd Mondragón, quien desde su arco dio un aporte en materia de energia e inyectó una dosis de motivación a todos los presentes. El cierre de esta primera parte del evento estuvo a cargo del Director Nacional de Planeación él doctor Simón Gaviria, quien afirmó estar conciente de las riquezas colombianas frente a sus reservas de carbón y las fuentes hídricas, y seguró estar dispuesto a unir esfuerzos para que la exportación de la energía sea una fuente de creciemiento insustancial para el país.
     
    Acerca de ACOLGÉN  La Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, ACOLGÉN, es una organización gremial conformada por 19 empresas de generación de energía eléctrica, que en conjunto representan el 91% de capacidad eléctrica instalada en Colombia.
     
    ·         El encuentro, que reúne a autoridades, expertos y líderes empresariales del sector energético de Colombia y la región, se llevará a cabo durante los días 7, 8 y 9 de octubre en el Hotel AR Salitre, Bogotá.
     
     
    Jennifer Lozano - Paisminero.co
  • $84.000 millones para llevar red de energía a zonas rurales

    Energia Rural 0Según el Ministerio de Minas, se espera que 35 proyectos entren en operación a finales del 2017.Unos 30 mil habitantes de las zonas rurales de 26 municipios del país se beneficiarán con 35 proyectos por 84.000 millones de pesos que anunció el Gobierno.
     
    El Ministerio de Minas y Energía dijo que los recursos para los proyectos aprobados provienen del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (Faer).
     
    El titular de esa cartera, Tomás González Estrada, señaló que “esta es una gran noticia para el país, pues seguimos trabajando a favor de las comunidades más vulnerables, garantizando los proyectos necesarios para llevarle energía segura, confiable y de calidad a más colombianos”.
     
    Agregó que con la dotación del servicio a estas comunidades, llegarán más oportunidades, mejor calidad de vida y mayor equidad para las todas las familias.
     
    “Esta es la infraestructura que necesita un país en paz”, expresó el ministro González.
     
    Está previsto que los 35 proyectos entren en operación a finales del 2017. En ese tiempo se espera que sean entregadas las obras y se atienda de forma eficiente la demanda de energía en las nuevas zonas rurales interconectadas.
     
    Esta extensión de la red de energía a zonas rurales del país que no la tenían hace parte del Plan de Expansión de Cobertura que adoptó el Ministerio de Minas para asegurar que más familias colombianas tengan un servicio de energía eléctrica seguro, y que permita contribuir de forma directa en la reducción de la pobreza.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • 180 mil millones como incentivos a la Producción minero-energetica, se entregarán a 101 municipios.

    Rescate

    • A través de un incentivo económico para invertir en proyectos sociales, el Gobierno Nacional  estimula el cumplimiento de las metas de producción a la vez que mejora la calidad de vida y promueve el desarrollo en las regiones productoras de minería e hidrocarburos.
    • El Incentivo a la Producción contempla recursos por $180.000 millones para entregar a 101 municipios productores entre 2015 y 2016.
    • Más de 641,000 habitantes de los departamentos de Cundinamarca, Santander, Huila, Córdoba, Putumayo, Casanare, Antioquia, Tolima, Boyacá, Guajira, Norte de Santander, Cesar, Meta y Arauca, se beneficiarán de la financiación de proyectos de carácter social, ambiental, cultural, de infraestructura y producción económica, que serán posibles gracias a los recursos del plan oficial.

    Sesenta y nueve municipios productores de minería e hidrocarburos ya recibieron $88.000 millones de pesos del programa Incentivo a la Producción, y podrán iniciar la financiación de proyectos que beneficien directamente a sus habitantes y promuevan el desarrollo de sus territorios. El Gobierno Nacional entregará un total de $180.000 millones entre 2015 y 2016, a las regiones productivas del sector minero energético.

    El incentivo del Gobierno tiene como objetivo apoyar el desarrollo integral y la competitividad de los 101 municipios productores de carbón, crudo, gas y níquel del país, a través de unestímulo para el aprovechamiento integral de los recursos naturales no renovables y con ello superar las metas de producción regional y sobrepasar las fluctuaciones de precios del mercado.

    “Los proyectos que estamos financiando brindarán a los habitantes parques, mejoras en su infraestructura y vías de acceso, óptimos espacios para el cuidado de su salud, por mencionar algunos; en resumidas cuentas, estamos ayudando a mejorar la calidad de vida de los colombianos”, aseguró el Ministro de Minas y Energía Tomás González.

    El total de recursos recibidos hasta el momento por los 96 municipios de 12 departamentos productores corresponde a más del 95 por ciento del presupuesto del Programa de Incentivo a la Producción que por la facultad asignada por la Comisión Rectora del Sistema General de Regalías, podrá invertir $180,000 millones en los territorios productores del país.

    Gracias al plan, los territorios productores de Cundinamarca, Santander, Huila, Córdoba, Putumayo, Casanare, Antioquia, Tolima, Boyacá, Guajira, Norte de Santander, Cesar, Meta y Arauca reciben 36 por ciento más de ingresos adicionales a sus asignaciones directas del Sistema General de Regalías. Lo que significa que están en condiciones de financiar 112 proyectos que fomentan y elevan las condiciones de vida de los habitantes (ver cuadro 1).

    Sector

    # Iniciativas

    Monto correspondiente al incentivo

    Transporte

    27

     $        17.870.243.766

    Agua potable y saneamiento básico

    26

     $        31.388.873.535

    Deporte y Recreación

    13

     $          9.997.071.829

    Educación

    12

     $          7.540.259.121

    Agropecuario

    8

     $          7.339.980.825

    Vivienda y Desarrollo Urbano

    6

     $          5.177.702.604

    Ambiente

    5

     $          2.738.462.905

    Energía Eléctrica

    4

     $          2.404.004.320

    Salud

    4

     $          2.303.774.663

    Inclusión Social y Reconciliación

    3

     $              944.817.637

    Vivienda

    2

     $              265.637.907

    Cultura

    1

     $              232.391.065

    Gas

    1

     $              314.433.600

    TOTAL

    112

     $        88.517.653.777

     

     

    Más de 641.000 habitantes del país resultarán beneficiados. Al menos 3.995 niños, 2.271 indígenas podrán acceder a mejores instalaciones, entornos, servicios, programas en sus territorios.  

    “Estamos generando espacios de diálogo entre las comunidades, las empresas, el Gobierno Nacional y regional, iniciándose una ruta de trabajo coordinado para contribuir en el desarrollo sostenible de estos territorios y alcanzar las metas de producción”, indicó el Ministro.

    Con el Incentivo a la Producción se adoptan las prácticas de Buen Gobierno para fomentar la transparencia y la articulación institucional pues diferentes entidades participan del proceso de decisión para la asignación de los recursos a los proyectos.

     

  • 650 Mil Millones en inversiones deja Plan5 Caribe

    TranscaribeEl Ministerio de Minas y Energía anunció que en los primeros meses de ejecución del Plan5Caribe se adjudicaron 21 proyectos de transmisión regional por más de $650 mil millones que beneficiarán a habitantes de toda la Región Caribe. Adicionalmente, se están estructurando tres convocatorias adicionales, proyectos que tienen un valor estimado de $216 mil millones.
     
    “Nosotros hicimos un compromiso con los habitantes del Caribe colombiano y continuamos trabajando para robustecer la infraestructura eléctrica y para mejorar las condiciones en la prestación del servicio de energía. Esta es la mejor forma de combatir la pobreza y mejorar la calidad de vida de todos sus habitantes”, afirmó Tomás González, Ministro de Minas y Energía.
     
    En el caso de las inversiones del Sistema de Transmisión Nacional, desde 2014 se han adjudicado nueve proyectos por más de $2.4 billones.
     
    “Identificamos los proyectos que son prioritarios y que son esenciales para fortalecer el sistema de transmisión nacional y regional, así como el sistema de distribución local, para así mejorar la prestación de servicio de energía en la región”, explicó el Ministro.
     
    Los proyectos del Sistema Transmisión Nacional tienen como fin contribuir al mejoramiento de la confiabilidad del sistema y reducir el riesgo de desabastecimiento, mientras que los proyectos de Transmisión Regional, descongestionan redes, permiten atender la demanda y mejoran las condiciones de prestación del servicio.
     
    La empresa prestadora del servicio en el Caribe informó al Ministerio de Minas y Energía que se han puesto en marcha 46 nuevos centros de atención a usuarios, aumentó en 75 el número de brigadas que atienden daños, y en 17 el número de brigadas de poda.
     
     
    Avances en los puntos que componen el Plan5Caribe
     
    Primero. En los últimos seis meses se han destinado recursos por $287 mil millones (subsidios a la demanda) y $59 mil millones (subsidios del Fondo de Energía Social), para ayudar a pagar la factura de energía eléctrica a los usuarios de los estratos más bajos de la Costa Caribe.
     
    Además, se logró la consolidación de un sólo mercado de energía, en el que los usuarios que antes eran atendidos por Energía Social ahora son atendidos por Electricaribe.
     
    Por otra parte, el Ministerio de Minas giró durante lo corrido del 2015, por concepto de FOES de vigencias anteriores, $76 mil millones. Para el año 2016, se estima que girará aproximadamente $124 mil millones.
     
    Segundo. A partir del 2016, habrá un incremento de los recursos para inversiones en el Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE), y para el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales (FAER).
     
    Cabe resaltar que durante los últimos seis meses se destinaron recursos del FAER por más de $19 mil millones y recursos para el PRONE por más de $12 mil millones.
     
    Tercero. Se definieron los proyectos de mayor impacto para el corto y mediano plazo en los Sistemas de Transmisión Regional y Nacional. Ya se han adjudicado 21 proyectos regionales por más de $650 mil millones.
     
    Cuarto. Se abrió el mercado a la competencia a través de convocatorias para los proyectos del Sistema de Trasmisión Nacional y del Sistema de Trasmisión Regional. En los últimos meses llegaron nuevos inversionistas a la región y las siguientes empresas han sido adjudicatarias de los proyectos:
     
    1)    Intercolombia
    2)    Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. (EPSA)
    3)    Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB)
    4)    Consorcio Eléctrico del Caribe
    5)    Consorcio Trelca
    6)    Interconexión Latinoamérica
     
    Quinto. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios ha realizado acciones de vigilancia y control sobre la empresa prestadora del servicio. Ésta deberá presentarle los resultados de los compromisos adquiridos en materia de inversiones para el sistema de distribución local (SDL) y atención al cliente.
     
    Gracias a las nuevas herramientas que se incluyeron en el Plan Nacional de Desarrollo, se otorgó a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios mayores recursos jurídicos y herramientas para emprender acciones de vigilancia, control y sanción sobre la empresa prestadora del servicio.
     
    El Plan5Caribe es una iniciativa del Gobierno Nacional para toda la Costa. Todos deben poner y vigilar para lograr que un servicio estable y confiable de energía sea una realidad para toda la región Caribe.
     
    En la sección Avances – Plan5Caribe la ciudadanía puede conocer todo el desarrollo del plan de acción que ha emprendido la cartera minero energética para mejorar el servicio de energía eléctrica en el Caribe colombiano.
     
    MME
  • 96 municipios han recibido recursos extras de regalías

    Banca De InversionCon el mecanismo de incentivos a la producción, que se otorga a las localidades de donde se saca crudo, gas, carbón y níquel, se han distribuido $ 88.517 millones en 16 departamentos. No obstante, para las regiones este monto es un paño de agua tibia con relación a lo que les fue recortado.
     
    Una cancha de fútbol para el municipio de Becerril (Cesar), un proyecto para rehabilitar la quebrada Agua Fría, en Buenos Aires (Cauca), una planta de tratamiento de agua en Mocoa (Putumayo) y la ampliación de las redes eléctricas para mejorar el servicio en seis veredas de Tauramena (Casanare), son algunos de los proyectos que se financiarán con el nuevo incentivo a la producción implementado por el Gobierno para aliviar un poco la reducción de los ingresos por regalías en estas localidades.
     
    En total son 190.000 millones de pesos los que se distribuirán entre el 2015 y el 2016, de los cuales ya se han asignado 88.517 millones, es decir, se ha distribuido el 95 por ciento de los recursos presupuestados para este año.
     
    En algunos casos, los proyectos aprobados, son financiados también con recursos propios de los municipios, y por empresas productoras.
     
    Casi la mitad de los proyectos son para obras de transporte, agua potable y saneamiento básico. Pero también hay algunas iniciativas que no van dirigidas al cubrimiento de necesidades básicas insatisfechas de las localidades, como un proyecto de 502 millones de pesos para la construcción de obras de arte en los sectores Pradera y La Siberia en el municipio de San Vicente de Chucurí, Santander, o los 320 millones de pesos asignados para el diseño y ejecución de un programa de educación ambiental, organización y arborización ecológica en el municipio de Los Palmitos, en Sucre.
     
    De acuerdo con el viceministro de Energía, Carlos Fernando Eraso Calero, el espíritu de este incentivo es que las comunidades donde operan las empresas productoras vean en sus territorios los beneficios de tener una operación minera o petrolera.
     
    “Se trata de destinar una porción de los recursos que tenemos para el funcionamiento del sistema de regalías y dárselo a estos municipios productores para que puedan acometer inversiones en diferentes tipos de proyectos que traigan beneficios económicos y sociales a sus comunidades”, explicó el funcionario.
     
    ¿PAÑOS DE AGUA TIBIA?
     
    Pese a las buenas intenciones, para los líderes regionales estos recursos corresponden a un paño de agua tibia, frente a la situación actual de los municipios.
     
    Es que en algunos casos, como el de Montelíbano, Córdoba, sede de Cerro Matoso, la mina de mayor producción de níquel en América Latina, el incentivo obtenido no alcanza a compensar ni la tercera parte de lo que dejó de recibir el municipio por cuenta de la caída de la producción, los precios y la reforma a las regalías.
     
    Según los datos del Departamento Nacional de Planeación, DNP, entre el bienio 2013-2014 y el 2015-2016, a este municipio las asignaciones totales (directas, específicas y por el Fondo Nacional de Pensiones de las Entidades Territoriales, Fonpet) se le redujeron en 5.035 millones de pesos.
     
    Mediante el incentivo, este año se le asignaron s por 731 millones de pesos, para la construcción de un centro de desarrollo infantil y un proyecto de restauración ecológica.
     
    De acuerdo con el alcalde de este municipio, Gabriel Calle Demoya, la administración ha detectado además demoras en el giro de los recursos, a tal punto que en ocasiones tarda más de seis meses en realizarse el desembolso.
     
    “Esto es grave, porque por cuenta de la actividad minera las regiones tienen problemas, nosotros tenemos 2.500 familias viviendo en invasión, no podemos cobrar impuesto de industria y comercio a la empresa (Cerro Matoso), porque supuestamente no son industria”, señaló. Para este municipio las regalías son entre el 16 y el 20 por ciento del presupuesto.
     
    Otro caso significativo es el de Puerto Gaitán, Meta, el municipio que alberga al mayor campo petrolero del país: Rubiales.
     
    Allí las regalías se disminuyeron en 20.983 millones de pesos entre el bienio anterior 2013-2014 y el actual 2015-2016.
     
    Por incentivos, este año se le asignaron 14.390 millones de pesos para la construcción del sistema de acueducto y alcantarillado del sector Bateas.
     
    De acuerdo con el presidente de la Federación Nacional de Departamentos, Amylkar Acosta Medina, los incentivos a la producción son solo un paliativo y no cubren a los departamentos.
     
    “El bajonazo en sus ingresos (de los municipios) por concepto de asignación directa de regalías este año ha sido monstruoso, debido a que los productores pasaron de recibir, en promedio, el 74% de la totalidad de las regalías en 2011 (antes de la reforma) a recibir solo el 10%”, señaló el vocero de los gobernadores.
     
    Esta entidad propuso, al Ministerio de Hacienda, que para darle un mayor alivio a las regiones productoras se desplacen 12 puntos porcentuales del 30% de aplazamiento decretado por el Gobierno de los recursos del Presupuesto bienal 2015-2016.
     
    Dada la caída actual de los precios del crudo y la revaluación del dólar, es probable que este año los recursos de las regalías disminuyan en un 30 por ciento. Por lo que el ajuste en el cinturón para las regiones en los próximos años podría ser aún mayor, incluso con el incentivo a la producción.
     
    LAS INICIATIVAS CON MAYORES RECURSOS
     
    Acueducto Puerto Gaitán: Se le asignó un total de $ 14.390 millones al proyecto, que tendrá también recursos de regalías directas.
     
    Complejo deportivo: En Acacías Meta se invertirá $ 3.628 millones en construir un complejo deportivo con patinódromo canchas de fútbol y tenis.
    La Jagua de Ibirico (Cesar): En reparación de víctimas, vías urbanas del municipio, restauración de ecosistemas y unidades productivas agrícolas se invertirán $ 3.442 millones.
     
    Cancha y luz en Becerril: Con $ 3.217 millones de pesos en Becerril (Cesar) se construirán redes para electrificación rural y una cancha de fútbol.
     
    Vías para Castilla: El municipio de Castilla La Nueva, Meta, invertirá $3.210 millones en el mejoramiento de camellones y vías terciarias.
     
    Escuela en Barrancabermeja: En el puerto petrolero invertirán $ 2.572 millones de en la construcción del Colegio Agropecuario la Fortuna, que tendrá capacidad para 548 estudiantes.
     
    Alcantarillado: Con una asignación de $2.540 millones este municipio guajiro construirá una planta de tratamiento de aguas residuales y redes de alcantarillado.
     
    Viviendas para Arauca: La capital del departamento de Arauca hará un proyecto de mejoramiento de vivienda urbana y rural para 255 hogares con 2.474 millones de pesos.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón
  • A final de año estaría lista subasta para sacar 1.500 megavatios de La Guajira

    Energi TrrsLos precios de los energéticos, que entregó la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) en días pasados, son la primera parte del plan de referencia de expansión de generación que se entregará en los próximos meses y que indicará cuáles serán los escenarios más probables de desarrollo de proyectos de energía en el mediano plazo.

    Y es precisamente este plan, “más el marco tarifario de la Creg, lo que están esperando los inversionistas para analizar cómo se incluirán las fuentes renovables en la matriz”, explico José Arcos, asesor de temas jurídicos de energía.

    Por otro lado, en inversiones de gas, Arcos explicó que la gran pregunta es ¿quién va a pagar las inversiones que los transportadores han señalado harán en ampliación de varios gasoductos?, “ya que la Creg ha enviado señales rigurosas de que pagará solo lo que se necesita”. 

    Frente a estos temas el director de la Upme, Jorge Valencia Uribe, explicó a LR cuáles son las expectativas del plan, los proyectos de transmisión y dio luces sobre las subastas de gas. 

    La revisión de los precios de energéticos ¿cambió el plan de expansión actual?

    Eso lo vamos a saber en dos o tres meses que quede listo el nuevo plan. Para nosotros es un insumo para empezar a correr los diversos escenarios de expansión para decir cual es la mejor matriz. Tal vez puede haber unas modificaciones, pero en los escenarios que vayan apareciendo podemos encontrar el consumo determinado de cada combustible. Además sabremos la necesidades de expansión en infraestructura. 

    Frente a esas necesidades,  ¿están analizando un proyecto más grande de transmisión en La Guajira? 

    En el plan de expansión 2014-2018 se dio la primera señal para una interconexión de 1.500 megavatios (MW), con eso el año pasado aparecieron proyectos que suman 3.100 MW. Ahora, como es probable que ahí no estemos contabilizando algunas inversiones que ha anunciado Celsia, pero que aún no ha materializado con solicitud de conexión a la Upme, estamos planeando dos fases. 

    La primera, la acaba de adoptar de forma definitiva el Ministerio de Minas y Energía con una resolución, y contempla una línea que facilitará conectar 1.500 megavatios a 2021. Esos fueron resultado de un proceso que hicimos a finales del año pasado en el que se le preguntó a las empresas los avances de los proyectos que tenían ahí. Además, les pedimos que manifestaran con una carta la intensión de realizarlos.

    Los 1.600 adicionales, y otras inversiones que no están dentro de los 3.100 MW que se tienen contemplados y que han ido apareciendo, se van a poder conectar con la segunda fase en 2023. Siendo así, podríamos llegar a 4.000 megavatios. 

    La primera fase ¿cuándo se estaría subastando? 

    Esperamos hacer la convocatoria a finales de este año y principios del entrante. Es decir, a final de este año abriríamos el proceso y tomaría al menos tres meses para que los inversionistas evalúen el proyecto. Ya algunas empresas están adelantando trámites ambientales y sociales con miras a participar.

    Frente a infraestructura de gas ¿cómo van estas subastas? 

    En el plan indicativo de abastecimiento se plantearon las obras que se requieren por aumento de demanda y por confiabilidad. Las de abastecimiento se propone que las hagan, en principio, los transportadores por un esquema de ampliación. 

    Eso dependerá de la disponibilidad de capital de las empresas y de las condiciones regulatorias que establezca la Creg para remuneración. 

    Ahora, si los transportadores deciden que no realizan las obras, nosotros los tomamos, hacemos una convocatoria pública y subastamos en condiciones similares a las del sistema de transmisión eléctrico. Frente al mecanismo específico estamos esperando que la Creg lo entregue con unos ajustes. 

    Frente a confiabilidad van a ser siempre hechas directamente por nosotros. 

    La opinión

    José Arcos

    Asesor en temas jurídicos y regulatorios

    “El momento es importante ya que la Creg está analizando la pertinencia del cargo por confiabilidad y si se migra a un sistema diferente”.

    Fuente:larepublica.co/ Lilian Mariño Espinosa

  • ACOLGEN realiza la séptima edición del Encuentro Anual del Sector Energético Colombiano

    Acolgen EventoEl sector de generación de energía en Colombia se ha convertido en un referente internacional por su confiabilidad y eficiencia. El país ha trabajado constantemente por hacer de esta industria uno de los principales motores para el crecimiento de la economía y la competitividad.
     
    Con el fin de generar espacios de diálogo que optimicen la contribución del sector al desarrollo del país, ACOLGEN, hace siete años, realiza el Encuentro Anual del Sector Energético Colombiano, escenario de importantes intercambios entre los actores clave del sector y que ha servido de punto de partida para la articulación de una política energética de acuerdo con las necesidades del país.
     
    Este año, la séptima edición del Encuentro del Sector Energético Colombiano se realizará el próximo 7, 8 y 9 de Octubre en Bogotá, durante estos tres días, autoridades del sector en Colombia y Latinoamérica, expertos nacionales e internacionales, empresarios y académicos, harán contribuciones valiosas para hacer un balance objetivo y constructivo de la actividad energética nacional. Estos son algunos de los principales panelistas que estarán compartiendo sus opiniones durante el evento:
     
    ·         Dr. Eleodoro Mayorga: Ministro de Energía de Perú
    ·         Dr. Tomás González: Ministro de Minas y Energía de Colombia
    ·         Dr. Gabriel Vallejo: Ministro de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible de Colombia
    ·         Dr. José Cadena: Viceministro de Energía de Ecuador
    ·         Dr. Carlos Eraso: Viceministro de Energía de Colombia
    ·         Nikit Abhyankar: Senior Scientific Engineering Associate del International Energy Studies Group del Departamento de Energía de EEUU
    ·         Ruth Tiffer: Senior Environmental Specialist World Bank
    ·         Joerg Hartman: Accredited Assessor Hydropower Sustainability Assessment Protocol
     
    La agenda temática del VII Encuentro del Sector Energético, se desarrollará en tres módulos que integran todas las variables necesarias para afianzar el desarrollo del sector: el primero, dedicado a evaluar el mercado y su competitividad, otro, a su marco jurídico y tributario y finalmente, las determinantes ambientales del sector
     
    Acerca de ACOLGEN  La Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, ACOLGEN, es una organización gremial conformada por 19 empresas de generación de energía eléctrica, que en conjunto representan el 91% de capacidad eléctrica instalada en Colombia.
     
     
     
  • Adjudicado Proyecto de Transmisión eléctrica Rio Córdoba

    El Ministerio de Minas y Energía anunció la adjudicación del proyecto de transmisión eléctrica Río Córdoba STR que consiste en el diseño, construcción, operación y  mantenimiento de dos transformadores 220/110 kv de 100 mva en la subestación río córdoba 220/110 kv
     
    La firma adjudicataria de la convocatoria UPME 07- 2014 fue la Empresa de Energía de Bogotá que ofreció $11.361 millones.
     
    “Esta es una gran noticia para el país pues estamos garantizando los proyectos necesarios para llevarle energía segura, confiable y de calidad a más colombianos. Con la energía llegarán más oportunidades, mejor calidad de vida y mayor equidad para las todas las familias”, expresó el Ministro Tomás González Estrada
     
    Durante este año también se ha adjudicado la construcción y operación de la línea de transmisión entre las subestaciones Cerromatoso y Chinú, en el departamento del Córdoba y Copey, en el Cesar; las obras de refuerzo a 500.000 voltios para la zona occidental del país, que interconectan los departamentos de Antioquia, Valle del Cauca y el Eje Cafetero; el proyecto para la construcción de las nuevas subestaciones Ituango y Katíos (Medellín) y las líneas que las conectarán con las subestaciones Cerromatoso, Porce III, Sogamoso y Ancón Sur, en Antioquia, Córdoba y Santander; y también, se adjudicaron las obras de refuerzo de la subestación Valledupar 220 kV, cuyo alcance incluye la definición de las especificaciones técnicas necesarias para su expansión  y construcción.
     
    Lo anterior hace parte del Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2014 – 2028 que adoptó el Ministerio de Minas y Energía para asegurar que la economía tenga fuentes de energía competitivas que le permitan crecer y generar empleo, y contribuir de forma directa en la reducción de la pobreza.
     
    MME
  • Adjudican un total de 10 proyectos por valor de $ 2.2 Billones para Interconexión.

    Upme MmeInversiones por cerca de $2,2 billones completó el Gobierno Nacional para reforzar el sistema de interconexión eléctrica del país mediante la adjudicación de un total de 10 proyectos que aumentarán la confiabilidad y la calidad en la prestación del servicio, en el marco del “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión”.
     
    En un proceso liderado por el Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), este martes se hizo la más reciente selección para el desarrollo de obras del plan de expansión. Se trata del proyecto La Loma, el cual tiene un valor superior a $26 mil millones y estará a cargo de la Empresa de Energía de Bogotá, empresa que deberá construir una subestación a 500 kV y una línea de cerca de 1 km para intervenir la línea ya existente Ocaña - Copey. Este proyecto permite la conexión de obras del Sistema de Transmisión Regional del Departamento del Cesar y beneficia tanto a comunidades como a industria de esta zona del país.
     
    “La Loma, al igual que los proyectos que se vienen adjudicando desde agosto de 2014, nos dará la infraestructura necesaria para garantizar el suministro de energía eléctrica de manera confiable. Sólo este año le hemos dado viabilidad a proyectos por cerca de $1,7 billones, un rubro sin precedentes destinado a generar competitividad para el país y contribuir de forma directa en la reducción de la pobreza, si tenemos en cuenta que entre 2000 y 2010 se adjudicaron 13 proyectos por $1,1 billones”, explicó el ministro González, quien protocolizó el proceso de adjudicación en un acto en la Casa de Nariño con el acompañamiento del Presidente Juan Manuel Santos.
     
    Adicionalmente, el Ministerio de Minas y Energía trabaja en la estructuración de 8 proyectos más que tendrán un costo superior a los $600.000 millones para los departamentos de Risaralda, Caldas, Tolima, Cundinamarca, Boyacá, Cesar, Guajira, Santander y Valle del Cauca.
     
    “Con energía pondremos a más colombianos a vivir en un mejor país: donde mejore la salud de las personas, mejoren sus ingresos, tengan la posibilidad de consumir mejores alimentos y puedan vivir en un ambiente más seguro”, afirmó el titular de la cartera minero energética desde la Casa de Nariño.
     
    Infraestructura para las diferentes regiones
     
     El 5 de febrero de 2015 la Upme adjudicó a la empresa Interconexión Eléctrica la construcción y operación de la línea de transmisión entre las subestaciones Cerromatoso y Chinú, en el departamento del Córdoba y Copey, en el Cesar.  El trazado eléctrico consta de una longitud de 332 km, de los cuales 132 entre Cerromatoso y Chinú y los restantes 200 hasta la subestación Copey.
     
    El 12 de febrero de 2015 se adjudicaron las obras de refuerzo a 500 kV para la zona occidental del país, que interconectan los departamentos de Antioquia, Valle del Cauca y el Eje Cafetero.
     
    Un nuevo proyecto compuesto de líneas de 500 kV y 230 kV fue adjudicado el 19 de febrero para la construcción del proyecto más grande y ambicioso en la historia del país mediante las nuevas subestaciones Ituango y Katíos (Medellín) y las líneas que las conectarán con las subestaciones Cerromatoso, Porce III, Sogamoso y Ancón Sur, en los departamentos de Antioquia, Córdoba y Santander. En total, la nueva central Ituango tendrá 630 km de trazado eléctrico.   
     
     El 26 de marzo de 2015 se adjudicaron las obras de refuerzo de la subestación Valledupar 220 kV, cuyo alcance incluye la definición de las especificaciones técnicas necesarias para su expansión y construcción.
     
     El 9 de abril fue adjudicado el proyecto de transmisión eléctrica Río Córdoba STR que consiste en el diseño, construcción, operación y mantenimiento de transformadores en la subestación Río Córdoba 220/110 kV.
     
    • El Ministerio de Minas y Energía trabaja en la estructuración de 8 proyectos más que tendrán un costo superior a los $600.000 millones para los departamentos de Risaralda, Caldas, Tolima, Cundinamarca, Boyacá, Cesar, Guajira, Santander y Valle del Cauca.
     
    MME
     
  • Alstom firma un megaproyecto eólico en Brasil por US$432 millones

    El contrato es parte del acuerdo firmado en 2013 entre la corporación francesa y la brasileña Renova. El complejo eólico Umburanas generará 355,5 MW y que abastecerá a 700.000 personas.
     
    AlstomLa compañía francesa representada en el sector de la generación eléctrica, anunció el lunes que ha firmado un contrato para suministrar 127 turbinas eólicas al complejo Umburanas (Bahía) de la empresa brasileña Renova Energía. El monto del negocio será de 320 millones de euros (US$433 milliones) según detalla Reuters.
     
    La entrega de las turbinas se producirá entre enero de 2017 y enero de 2018, comentó Alstom en un comunicado. Además se detalló que el complejo eólico Umburanas generará 355,5 MW, que abastecerán a 700.000 personas.
     
    “Este Nuevo pedido es parte del acuerdo firmado por las dos empresas en 2013, que implica el desarrollo de más de 440 turbinas eólicas con una capacidad mínima instalada de 1,5 GW”, puntualizó Alstom.
     
    fuente: Sustentare.cl
     
     
  • Alza de energía en la bolsa podría afectar al usuario final: Amylkar Acosta

    AmilkarCOLOMBIA: Alza de energía en la bolsa podría afectar al usuario final: Amylkar Acosta / El Heraldo / El exministro de Minas y Energía y presidente de la Federación Nacional de Departamentos, Amylkar Acosta, advirtió que de seguir la tendencia de los altos precios de la energía en la Bolsa Eléctrica, con alzas desproporcionadas, podrían llegar a afectar al usuario final del servicio.
     
    Acosta señaló que si bien hay un precio de escasez, una parte del aumento que se presenta en el precio del kilovatio de energía en algún momento podría ser asumido por los usuarios finales, en la medida que los distribuidores de energía no cuenten con la suficiente cobertura a través de contratos de largo plazo.
     
    El miércoles el ministro de Minas y Energía Tomás González , dijo a EL HERALDO que a pesar de que el precio sube hay un techo fijado que es el precio máximo de escasez que está en unos $330 por kilovatio y que no se paga más de este.
     
    "Prácticamente los demandantes de energía, tanto el sector industrial como los distribuidores y comercializadores están cubiertos con contratos de largo plazo", agregó. Con estos contratos se encuentra asegurado el precio de la energía.
     
    Sostuvo que el precio de kilovatio de energía que se presenta en la bolsa y que en la última semana se ha aumentado pasando de unos $320 a más de $1.000 es una cotización que presenta cambios permanentes, "hoy puede estar al alza y mañana puede estar a la baja", añadió.
     
    Dijo que el precio del kilovatio en la bolsa afecta directamente a aquellas empresas que busquen realizar transacciones con sus acciones en este momento y que precisamente por esta razón la bolsa se encuentra casi paralizada en cuanto a estas negociaciones.
     
    Acosta participó en el evento Diálogos del sector energético de cara al posconflicto que se realiza en el Centro de Convenciones Blue Gardens organizado por la Federación Nacional de Departamentos.
     
    Cabe señalar que según la Resolución 079 de 2006 de la Creg cuando el precio de la bolsa es mayor al precio de escasez, todas las transacciones de compra y venta de energía que se hagan durante el tiempo que el primero supere al segundo, serán liquidadas a precio de escasez.
     
     
    Fuente: ELHeraldo.com
  • Análisis - Crisis energética anunciada

    EnernewsLas proyecciones son malas. De no aparecer nuevos descubrimientos, el país perderá la autosuficiencia de petróleo crudo en el año 2021 (CGR).
     
    Por: Alejandro Martínez Villegas
     
     
    Hace unos años titulé una de estas columnas con una pregunta: ‘¿Fin anticipado del auge petrolero?’ –basado en un estudio de Anif con ese título–, para señalar el hecho de que desde el el 2012 estaba marchitándose, injustificadamente, la actividad petrolera en el país. En el presente escrito me referiré a la crisis energética, en la que ya estamos sumidos, pero voy a enfatizar que los impactos serán mayores, dada la necesidad inminente de importar hidrocarburos para abastecer el mercado doméstico.
     
    En efecto, desde el 2012 se advertía que las empresas petroleras querían invertir, pero no lo lograban por factores de entorno: licenciamiento ambiental, ataques terroristas, consultas populares y bloqueos a las operaciones. En el 2014 se oían voces que, además, proponían gravar al sector petrolero para financiar, en parte, los 12,5 billones de pesos que faltaban para el presupuesto de la nación del 2015. De hecho, alcancé a afirmar que “gravar a un sector en declinación es disminuir los ingresos estatales en el inmediato futuro. De eso no puede caber duda”.
     
    Las empresas siguen sin poder operar y el impacto es profundo. Además, porque el precio internacional se desplomó. Esta caída tuvo dos efectos, que resalto porque solo con un buen diagnóstico podremos implementar soluciones efectivas: (1) profundizó la tendencia de la caída de las inversiones petroleras en el país, y (2) opacó el hecho de que los factores de la declinación eran otros, y los precios bajos atraparon al país cuando el sector ya se estaba marchitando.
     
    El costo ha sido alto. La Contraloría General de la República indica que el valor de las exportaciones petroleras cayó casi 69 por ciento del 2013 al 2016. El Ministerio de Hacienda y Crédito Público, en el Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP), calculó en 23,6 billones de pesos la caída de los ingresos petroleros para el 2016, comparados con el 2013.
     
    ¿Ello que ha implicado? Aumento de los impuestos y de la deuda pública del país, sin que se pueda avizorar ningún otro sector que hoy pueda sustituir los aportes del ramo extractivo (minas e hidrocarburos). 
     
    Ojalá hubiera forma de reclamarle a quienes andan por las regiones desinformando sobre el impacto ambiental del petróleo y la minería, o a aquellos que han promovido consultas populares manipulando a los votantes. En fin.
     
    Pero el capítulo dos de la crisis por el marchitamiento del sector se está conformando y seguramente nos veremos abocados a importar. Las proyecciones son realmente malas. De no aparecer nuevos descubrimientos, el país perderá la autosuficiencia de petróleo crudo en el año 2021 (CGR); la de gas natural en el 2020 (UPME, escenario medio de demanda), y la de combustibles líquidos en el 2022 (CGR). 
     
    De hecho, para el GLP (‘gas propano’) estaremos importando el 12 por ciento de la demanda nacional, desde el segundo semestre del presente año. Este combustible tiene, además, la característica de que llega a los sectores más vulnerables de la sociedad (estratos 1 y 2), sin subsidios en la mayor parte del país, quienes serían gravemente afectados con el incremento en el precios, si el déficit de abastecimiento se profundiza.
     
    ¿Cuáles son las posibilidades que aparezcan nuevas reservas en Colombia? Muy bajas. En materia de pozos exploratorios, este año terminaremos con menos de la mitad de los perforados en el 2012; muchos de ellos porque en el 2015 la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) le permitió a las compañías posponer la perforación de pozos para aliviarles los problemas de caja por los precios bajos. 
     
    En cuanto a exploración sísmica, no se ha corrido ni un kilómetro al mes de mayo de este año, lo cual es grave porque sin ella no es posible perforar pozos exploratorios en los años venideros.
     
    ¿Qué se requiere, entonces, para que aumenten las reservas? Que el país tome la decisión de impulsar a la industria extractiva (minas e hidrocarburos), porque el problema grave es de inviabilidad de las operaciones y no tanto de competitividad fiscal o government take. ¿Cómo se logra esto? El Ministerio de Minas y Energía, la Upme, la Creg, la ANH y la ANM están haciendo la tarea, y el país debe agradecérselos. Pero sin el apoyo del resto del gobierno, las cortes y la opinión pública no podrán lograrlo. Ojalá nos demos cuenta pronto de que el problema y sus soluciones no son temas solamente del Ministro de Minas y Energía, sino de todos.
     
    Alejandro Martínez Villegas / Presidente de la Asociación Colombiana del GLP - Gasnova.
     
    Fuente: Portafolio.co
     
  • Análisis: Matriz Energética de Colombia

    Según las investigaciones adelantadas por el Consejo Mundial de Energía, socializadas en Estambul en el año 2016, los sistemas de suministro de energía a nivel mundial se encuentran en un punto de inflexión, debido a la reducción en el uso de los combustibles fósiles, en consecuencia las decisiones que tomemos hoy afectarán a nuestras vidas durante varias décadas.
     
    Renvovables OnlineEl Consejo Mundial de Energía con fundamento en su misión de promover el uso sostenible de la energía, exhorta a los países a atender los siguientes interrogantes: ¿en qué nuevas oportunidades, tecnologías, recursos e infraestructuras podría invertir para gestionar la demanda a largo plazo? ¿Cómo podría hacerlo de una forma sostenible?
     
    La humanidad actualmente convive con una realidad temeraria caracterizada por el Cambio Climático. Esta situación invoca el uso de las nuevas tecnologías para la generación de energía, a partir del aprovechamiento de los recursos naturales. El crecimiento de la población mundial es otra tendencia inherente con los procesos de generación de energía, en virtud de solución a necesidades como el Transporte eléctrico y el Transporte hibrido, que deberán sortear las ciudades hacia el año 2050.
     
    Los interrogantes planteados por el Consejo Mundial de Energía, están circunscritos con la realidad energética de Colombia. Actualmente, el 70 % de la energía proviene de las hidroeléctricas, porcentaje afectado por los fenómenos climáticos que terminan ocasionando largos periodos de sequía causados por el Fenómeno de El Niño, asimismo, identificando riesgos de apagones como el materializado en 1992. Estas circunstancias determinan que Colombia está obligada a repensar sus procesos de generación de energía, migrando hacia Fuentes No convencionales.
     
    La transición hacia las Fuentes No Convencionales de Energía, implica el diseño de un plan con visión de largo plazo (2040) relacionado con los compromisos asumidos por el país en el COP 21 y con el Objetivo de Desarrollo Sostenible número siete. Asimismo, para enfrentar el desafío que impone el trilema energético: Seguridad Energética, Igualdad Energética y Sostenibilidad Medioambiental. El desafío es factible, Colombia posee ventajas comparativas en materia de Recursos Energéticos No Convencionales, particularmente solar y eólica. El año anterior, el IDEAM y la UPME, promocionaron los mapas solar y de viento, considerando todas las posibilidades para subirse a ese tren de desarrollo tecnológico y de beneficio ambiental.
     
    Respecto a los costos para implementar este tipo de proyectos, el último informe de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), New Energy Outlook 2016, plantea una visión de largo plazo sobre la evolución de los mercados de energía en el mundo. Los costos de la energía eólica terrestre caerán según los pronósticos en un 41 % y los costos de energía solar fotovoltaica disminuirán en un 60 % para el 2040. El mismo informe determinó que hacia 2040, el 60 % de la capacidad mundial de energía provendrá de fuentes de energía no contaminantes; siendo las tecnologías eólicas y solares las que se convertirán en las formas más baratas.
     
    En el país la implementación de proyectos de generación de energía con Fuentes No Convencionales, es incipiente, no obstante, el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, para Zonas No Interconectadas, ha venido impulsando el uso de energías renovables en las localidades apartadas sin servicio de energía. La experiencia forjada en este ejercicio faculta al instituto para liderar la reconversión de diversificación del cambio de la Matriz Energética en Colombia.
     
    Por Luis Elquis Díaz
     
     
  • Articulaciones para promover energía renovable

    Estudi SenaUn trabajo entre la Secretaría de Desarrollo Económico, TIC y Turismo de Neiva y la Universidad Surcolombiana a través de la Vicerrectoría de Investigación y Proyección Social, busca promover la generación de energías limpias y renovables en la capital opita.
     
    Para esto ya gestionaron la visita de expertos a la ciudad el próximo 8 de febrero, día en que se realizará una conferencia sobre el tema. El evento que hace parte de las gestiones que adelanta la Alcaldía Municipal con la multinacional Oil Fox S.A. con miras a la creación de una alianza público privada para la creación de unidades de producción de este tipo de energía, se realizará a partir de las dos de la tarde en el auditorio de la Facultad de Salud de dicha Universidad.
     
    La firma visitante tiene presencia en varios países del mundo, incluyendo Colombia, donde ya se desarrollan proyectos autosostenibles, como en el caso del municipio de Campoalegre que cuenta con una de sus plantas para generar energía con estiércol de ganado.
     
    “Queremos conocer de primera mano los avances tecnológicos para la generación de energías limpias a partir de fuentes renovables con el fin de mitigar el impacto social, ambiental y económico que tiene la producción actual de energía a partir de fuentes no renovables. La idea es gestionar a futuro una alianza público privada que permita el establecimiento de plantas de generación de energía limpia y renovable en el municipio de Neiva”, explicó Camilo Chacón Orozco, secretario de Desarrollo Económico.
     
    Beneficios
     
    Entre los beneficios que traería la implementación de esa alianza está el del uso de los desechos generados por los neivanos, disminuyendo el volumen que es depositado en rellenos sanitarios, además de tener la posibilidad de generar energía a bajo precio, indicó Chacón Orozco.
     
    La conferencia que será precedida por el italiano Francesco Antonio Fagà y el argentino Jorge Alberto Kaloustian hace extensiva la invitación a empresarios de todos los sectores económicos, centros de investigación, organizaciones medio ambientales y academia.
     
    “La academia es indispensable para la realización de proyectos de investigación y poder generar el triángulo de progreso entre academia, empresa y Estado, lo que traerá beneficios económicos y sociales para todos”, concluyó el nuevo funcionario.
     
    Fuente: lanacion.com.co
  • Asegurar abastecimiento de Gas, prioridad del gobierno: Minminas

    Gazprom PlantLa Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) participaron en la discusión del documento “Análisis y Evaluación de la Política de Gas Natural y el desarrollo de activos de flexibilidad dentro del Plan de Abastecimiento”, realizado por la Dirección de Estudios Sectoriales de la Contraloría General de la República.

     
    En el encuentro se presentaron los antecedentes y desarrollo del Gas Natural en Colombia destacando el crecimiento, los aspectos de política pública definidos para el sector y la planeación del Gobierno Nacional para alcanzar las metas establecidas en el Plan de Desarrollo 2014-2018. Además, se resaltó la prioridad de asegurar el abastecimiento del Gas Natural en el territorio colombiano.
     
    Por otro lado, el Ministerio de Minas y Energía destacó la importancia de seguir incentivando la exploración de este hidrocarburo, pues Colombia cuenta con importantes reservas de gas natural, como la Cuenca Sinú-San Jacinto en los departamentos de Córdoba y Sucre, además de las perspectivas costa afuera en los pozos Orca y Kronos.
     
     
    MME - paisminero.co
  • Así van las obras que mejorarían el sistema energético del país

    Energi TrrsProyecto en Ituango van en el 50% y el de Alejandría al 15%. El Ministro de Hacienda y las autoridades de Antioquia supervisaron las obras.
     
    Los proyectos energéticos de Antioquia son, según el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, de vital importancia para la seguridad energética del país y por ello destacó el avance de las obras de la hidroeléctrica Ituango, que alcanza el 50%, y la de Alejandría, que registra un progreso del 15%.
     
    De acuerdo al titular de la cartera de Hacienda estos proyectos son fundamentales, teniendo en cuenta que Ituango generará 2.400 megavatios de energía y en el caso de la central Alejandría serán 15 megavatios.
     
    “Son inversiones que nos van a dar una enorme seguridad energética. El proyecto Ituango por su dimensión, su escala y el momento en el que va a entrar en operación, va a ser el sello de seguridad en materia de abastecimiento de energía eléctrica en Colombia”, aseguró Mauricio Cárdenas durante un recorrido en compañía de Luis Pérez, gobernador de Antioquia; Federico Gutiérrez, alcalde de Medellín, y Jorge Londoño, gerente de EPM.
     
    El ministro Cárdenas reconoció el aporte que le harán estas obras de infraestructura energética a la economía nacional cuando la construcción esté en un punto de avance aún mayor. 
     
    “Venimos a visitar y a ver cómo va el proyecto, cómo va el avance. Además de convertirse estas obras en la garantía que nos va asegurar el suministro de energía eléctrica a todos los colombianos, también juega un papel muy importante para estimular la actividad económica, porque es un proyecto de una envergadura enorme en términos de empleo, en términos de inversión", enfatizó Cárdenas. 
     
    Ituango está localizado sobre el río Cauca, en el llamado cañón del Cauca, tramo en el cual este río, que nace en el sur del país, corre a través de profundos cañones y desciende unos 800 metros.
     
    Está conformado por una presa de 225 m de altura y 20 millones de metros cúbicos de volumen, y una central subterránea de 2.400 MW de capacidad instalada y 13.930 GWh de energía media anual. Cada unidad de generación es alimentada por un túnel de conducción, que se inicia en una excavación sobre la margen derecha, en donde se ubica el conjunto de las ocho captaciones. Los túneles están provistos de compuertas de cierre, instaladas en pozos verticales cercanos a las captaciones. 
     
    Finalmente, el Ministro de Hacienda destacó cómo se han venido realizando las labores de reparación de la hidroeléctrica de Guatapé, luego del incendio ocurrido en dicha central el pasado 15 de febrero y que afectó el sistema de cableado. “Felicitación a la Alcaldía de Medellín, a las Empresas Públicas de Medellín EPM, por la manera como se resolvió el incidente de Guatapé. Hoy ya no tenemos el fantasma del apagón. Debo resaltar la forma cómo se dieron las soluciones en términos de instalación, la rapidez”.
     
    ALEJANDRÍA APORTARÁ 15 MEGAVATIOS 
     
    La Generadora Alejandría se constituyó, en 2011, como una sociedad por acciones simplificadas, empresa prestadora de servicios públicos para construir, operar y comercializar la energía que genere la Central Hidroeléctrica de 15 MW ubicada entre los municipios de Alejandría, Concepción y Santo Domingo en Antioquia.
     
    Para ello, 34 empresas afiliadas a la Cámara Colombiana de la Infraestructura, GEN+ y el municipio de Alejandría se unieron como los gestores de esta iniciativa público privada.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ASOENERGIA descarta racionamiento de energía en Colombia

    ·        Simulaciones técnicas hechas por este gremio indican que, de acuerdo con la evolución del fenómeno del Niño, y el comportamiento de la generación eléctrica, no serán necesarias medidas de racionamiento de energía.
     
     
     
    ·        Durante el mes de marzo el sistema estará bastante estresado, pero hay razones sólidas para afirmar que podrá abastecer la demanda hasta el final del fenómeno del Niño, a pesar de los problemas que se han presentado en algunas plantas.  
     
     
    ·        Sin embargo ASOENERGÍA hace un llamado para que una vez superada esta situación coyuntural de corto plazo, sean evaluadas y adoptadas con celeridad las propuestas hechas desde este gremio para blindar al sistema de generación, haciéndolo más competitivo y confiable.
     
    ApagonSimulaciones realizadas por Asoenergía, gremio que reúne a los grandes consumidores de energía de Colombia, indican que el país no enfrentará un desabastecimiento de energía.
     
    En mayo se normalizará la hidrología
     
    Las simulaciones realizadas por Asoenergía indican que en el mes de  marzo  la  hidrología será muy severa, en abril continuará baja, pero se normalizará  durante el mes de mayo.
     
    La intensidad del fenómeno del Niño de acuerdo con el indicador ENSO, (que mide las desviaciones de temperatura del Océano Pacífico con respecto al nivel normal) alcanzó su punto máximo entre noviembre y diciembre del 2015. A partir de enero se ha reducido visiblemente este indicador, lo que permite esperar que en mayo se recuperen las temperaturas habituales del océano y por tanto la hidrología regrese a su nivel normal.
       
    María Luisa Chiappe, presidente ejecutiva de Asoenergía, aseguró que: “las simulaciones realizadas por el equipo técnico de  Asoenergía, que incluyen el análisis de los recientes episodios como el daño en Guatapé y Termoflores, indican que durante el mes de marzo el sistema estará bastante estresado, pero hay razones sólidas para suponer que podrá  abastecer la demanda hasta el final del Niño a pesar de los problemas que se han presentado en algunas plantas, por lo que el gremio NO anticipa racionamiento de energía.
     
    Según los análisis técnicos hechos por Asoenergía, tanto las hidroeléctricas como las térmicas han estado generando suficiente energía para abastecer la demanda; sin duda las importaciones de Ecuador, que podrían llegar hasta 7GWh/día, le darán mayor holgura al sistema.
     
    Las térmicas han venido generando más de 85GWh/día  en promedio, a pesar de que algunas plantas no aportaron energía al sistema. En particular Termocandelaria y Termodorada, no despacharon energía, presumiblemente por razones de costos, en tanto que Termotasajero y Termoflores  se encontraban en mantenimiento. En marzo ya se cuenta con la generación de Termocandelaria, Termodorada, Termotasajero y Termoflores, ya que esta última ha anunciado que retomará producción el día de hoy.
     
    Por su parte el el sistema hidroeléctrico  podrá  abastecer la demanda a pesar de los problemas que se han presentado en algunas plantas. Naturalmente las estimaciones contemplan la salida de Guatapé por razones sobrevinientes ampliamente conocidas. Sin el agua proveniente del Peñol las plantas de San Carlos y Playas disminuyen su producción en 30% pero siguen funcionando al 70% porque reciben agua de otras fuentes.
     
    “Se estima que las hidroeléctricas generen 104GWh/día en promedio durante el mes de marzo, 110 GWh/día en abril y 120 GWh/día en mayo”, puntualizó Chiappe.
     
    Siguen pendientes las medidas para fortalecer el sistema eléctrico en el mediano y largo plazo.
     
    Es necesario que las autoridades del sector se ocupen prioritariamente de adoptar las propuestas hechas por este gremio para hacer más competitivo el sistema de generación eléctrica en el mediano y largo plazo. Entre ellas la realización de subastas adicionales para  incorporar nuevas plantas hidroeléctricas y de carbón, hasta que se aporten como mínimo 2.000 MW adicionales de energía de bajo costo y la asignación del cargo por confiabilidad en función de la eficiencia de las plantas.
     
     
    Asoenergía
  • Avances para la producción de hidrógeno en alta mar utilizando la energía de las olas

    Según explica el alumno, el proyecto se basa en una plataforma “de usos múltiples” ya que permite extraer y distribuir energía (en este caso hidrógeno para su uso en pilas u otros productos) de una forma novedosa, así como utilizar el agua salada derivada de un proceso intermedio para el consumo humano.
     
    OlasLos océanos pueden ofrecer una solución a algunos de los problemas derivados del cambio climático, como garantizar el suministro de agua y energía de forma sostenible. En esta línea se enmarca el trabajo llevado a cabo por el alumno de la Universidad de Valladolid Álvaro Serna, quien ha desarrollado un software para la producción de hidrógeno en alta mar utilizando la energía de las olas. El proyecto, tutorizado por el profesor del Departamento de Ingeniería de Sistemas y Automática Fernando Tadeo, ha obtenido una de las becas de la quinta edición del programa Prometeo de la Universidad de Valladolid, cuyo objetivo es proteger resultados de proyectos y prototipos innovadores desarrollados por alumnos de la Institución académica.
     
    Según explica el alumno, el proyecto se basa en una plataforma “de usos múltiples” ya que permite extraer y distribuir energía (en este caso hidrógeno para su uso en pilas u otros productos) de una forma novedosa, así como utilizar el agua salada derivada de un proceso intermedio para el consumo humano.
     
    La parte novedosa del proyecto, además de la integración de diferentes actividades en una misma plataforma marina, radica en el enfoque para la transmisión sin cables del hidrógeno generado mediante energías renovables. “Este concepto permite el transporte eficaz y el almacenamiento de energía, evitando así el problema de la necesidad de transmisión por cable, lo que acarrea una parte importante inversión en infraestructuras y por tanto un aumento en el precio de la energía”, señala.
     
    El software está formado por varias secciones para el diseño de la plataforma oceánica. La primera, una sección de producción de energía que requiere de un registro de datos de altura y de período de olas. Con esa información se puede obtener finalmente el flujo de energía producida. La segunda, una sección de ósmosis inversa, un paso intermedio de desalación de agua necesario para la obtención de hidrógeno.
     
    La tercera es la sección de electrólisis y compresión. Como detalla Álvaro Serna, una vez recibida el agua procedente del paso anterior, “se han diseñado las ecuaciones y los balances adecuados para lograr el objetivo de producción de hidrógeno deseado, y lo mismo se ha realizado para calcular la energía necesaria para la compresión de dicho hidrógeno”. La última es la sección de baterías que centra la mayor parte del control de la planta. En este sentido, se ha diseñado un algoritmo de control en función del parámetro DOD (profundidad de descarga) y dependiendo de este valor se ponen en marcha más o menos secciones de producción de hidrógeno.
     
    Una vez diseñados todos los componentes y secciones de la plataforma, apunta, “se pueden realizar diferentes simulaciones con el objetivo de comprobar el comportamiento y los valores de agua desalada y de hidrógeno producidos”.
     
    Utilidades del proyecto
     
    Respecto a las utilidades del proyecto, detalla “el aprovechamiento de la energía de las olas de alta mar, la producción industrial de hidrógeno a gran escala en la plataforma marina, y utilizar el hidrógeno como materia prima para pilas de hidrógeno y para otro tipo de productos como compuestos químicos o abonos”. Asimismo, asegura, “el agua salada derivada de la fase de electrólisis se puede utilizar para el consumo humano”.
     
    “El fin último es la mejora del impacto ambiental, el potencial social y económico de las nuevas actividades marítimas. Como aspecto innovador está la integración de actividades en la plataforma para la producción de hidrógeno y por último que toda esta plataforma no usa cables de modo que el hidrógeno generado se puede llevar a costa sin utilizar la red eléctrica”, concluye.
     
    Fuente original: http://www.dicyt.com/
  • Avanzan los proyectos para un buen futuro energético

    Energi TrrsOcho propuestas están en marcha para consolidar el sistema colombiano. Tolima, Antioquia, Norte de Santander y Córdoba serán sede de varias que entrarán en servicio entre el 2015 y el 2018.
     
    Colombia se ha fortalecido en el ámbito energético y adelanta planes que lo consolidarán aún más.
     
    Sin embargo, Alejandro Castañeda, director ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), considera que se debe incrementar la capacidad instalada, a través de una oferta flexible de gas, de una coordinación entre gas y electricidad, y que es necesaria una subasta que aumente la generación que supla la futura demanda.
     
    “Es necesario que se complementen las alternativas como la planta de regasificación antes del 2016. Hay que hacer unas definiciones en la operación de gas y electricidad, y no se debe descartar, para el mediano plazo, la apertura de una nueva subasta”, dijo el director ejecutivo de Andeg.
     
    Por el momento, estas son algunas obras que avanzan, según el Informe Ejecutivo XM, Auditor del Proyecto y Gecelca:
     
    CUCUANA
     
    La Central de Generación a filo de agua del río Cucuana consiste en el aprovechamiento del potencial hidroeléctrico de los ríos Cucuana y San Marcos, entre las cotas 2.200 y 1.500 msnm. El proyecto se encuentra localizado en zona rural del municipio de Roncesvalles (Tolima) y entrará en operación en marzo del 2015.
     
    Tendrá una potencia de 55 Mw y entregará al sistema interconectado nacional 252 Gwh por año de energía. Su obligación de energía en firme será de 50 GWh año.
     
    SAN MIGUEL 
     
    En el oriente antioqueño, entre los municipios de San Luis y San Francisco, a dos horas de Medellín, se construye esta central hidroeléctrica a filo de agua con capacidad de 44 MW.
     
    De la captación, el agua pasa a un desarenador de seis cámaras. La conducción es mediante un túnel de 3,65 km. y cuenta con un túnel superior de baja presión, almenara, trampa de gravas, pozo y túnel inferior blindado. Se prevé que entre en operación en diciembre del 2015, con una generación de energía firme de 123GWh anual.
     
    CARLOS LLERAS RESTREPO 
     
    Se estima que en diciembre del 2015 entre en operación la hidroeléctrica Carlos Lleras Restrepo, en jurisdicción de los municipios de Barbosa y Santo Domingo (Antioquia). Es una planta con capacidad instalada de 78,2 M. La obra civil está a cargo de Mincivil y el seguimiento lo realiza el auditor Hidralpor. Tendrá una obligación de energía en firme de 200 GWh año.
     
    GECELCA 3.2
     
    En Puerto Libertador (Córdoba) se construye la central térmica Gecelca 3.2 con capacidad de 164 MW, con una unidad a carbón con caldera de tecnología de lecho fluidizado. El área donde se desarrollará ha sido concebida como zona franca permanente especial.
     
    Se prevé que tendrá una obligación de energía en firme de 1,971 GWh año e iniciará operación el 16 de diciembre del 2015.
     
    TASAJERO 2
     
    Esta central térmica a carbón, con capacidad de 160 MW, estará localizada en San Cayetano (Norte de Santander), adyacente a Termotasajero 1, a orillas del río Zulia.
     
    Cuenta con sistema cerrado de agua mediante torres de enfriamiento, con un desulfurizador (FGD, Flue-gas desulfurization) para remoción de SOx y con quemadores de baja emisión de NOx. Está previsto que entre en operación en diciembre del 2015, con una obligación de energía en firme de 1,332 GWh año.
     
    TERMONORTE
     
    Se calcula que en diciembre del 2017 entre en operación esta central que trabajará con tecnología térmica a base de gas y tendrá una obligación de energía en firme de 619 GWh año. El promotor Termonorte S.A. E.S.P. dice que su capacidad será de 88 MW. Se planea que se desarrolle en cercanías de Santa Marta, a dos kilómetros del peaje de Neguanje, en la salida hacia Riohacha. No obstante, el promotor manifiesta que si surge otra opción que provea mejores beneficios, se tendrá en cuenta.
     
    PORVENIR 2
     
    El proyecto hidroeléctrico Porvenir 2 estará en el oriente de Antioquia, en jurisdicción de los municipios de San Luis, San Carlos y Puerto Nare, sobre el río Samaná Norte y aguas arriba de la confluencia con el río Guatapé. Será una planta hidroeléctrica con capacidad instalada de 352 MW, con caudal de diseño de 297 m3/s y un salto neto de 133 m.
     
    Porvenir 2 fue incluido en el grupo de Proyectos de Interés Nacional y Estratégico (Pines) y se prevé que entre en operación en diciembre del 2018, con 1,445 GWh de obligación de energía firme.
     
    ITUANGO
     
    Se ubicará en el noroccidente de Antioquia, en predios de Ituango y Briceño. Fue incluido en el Pines, con una obligación de energía firme de 4,567 GWh año y se estará en operación en el 2018.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
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  • Avanzan planes de eficiencia energética en Colombia

    Energias AlterBogotá - Páneles solares y proyectos de ahorro de energía se convierten en herramientas con las cuales muchas empresas gestionan el consumo energético e intentan ser más amigables con el ambiente. Con políticas de sostenibilidad basadas en fuentes renovables, en este 2015 se pretende duplicar la cobertura de los planes.
     
    A través de empresas como Green Yellow, especializadas en 'energy management' y energía solar, se está avanzando desde hace tres años en la intervención del gasto energético y la innovación. Un ejemplo de esto son obras como la realizada el pasado octubre en Barranquilla. 
     
    El ahorro del tejado solar más grande de Colombia, ubicado la capital del Atlántico, es de un promedio del 25%. Esta planta solar tiene una capacidad de más de 500 Kwp y produce alrededor de 780 Mwh/año. Sin embargo, hay que tener en cuenta que las centrales solares producen energía entre las 6:00am y 6:30pm (aproximadamente), hecho que hace que en una curva de uso de energía no se logre ahorrar todo el día. 
     
    En las horas de la noche los páneles tienen una limitación en la producción de energía, además el uso de sistemas de almacenamiento dobla el costo de cada uno de los proyectos. Ante esto Green Yellow propone proyectos de ahorro de energía, los cuales consisten en intervenir todos los procesos intensivos en consumos de energía tales como iluminación, climatización, cadena de frío, bombeo, calderas, maquinaria, entre otros. 
     
    Entre la experiencia de la compañía francesa están los 75 proyectos en el territorio nacional que han logrado dejar de consumir más de 65,4 millones de KWh, esto equivale al gasto de cerca de 36.000 hogares durante un año. La energía no consumida, corresponde a 19.125 toneladas de CO2 no emitidas al medio ambiente o a la absorción en dióxido de carbono de 25.500 árboles plantados. 
     
    Los sectores que más se interesan en las iniciativas de este tipo son los del retail, centros comerciales, puertos, aeropuertos, logística, hotelería, hospitales, servicios generales, agroindustria y procesos productivos en general.
     
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Bioenergía depende de 14 plantas

    Bio CombustiblesUn total de 14 plantas de producción, de las cuales cuatro se construyeron en los últimos tres años, colocan en el mercado más de 581.000 toneladas de biodiésel y 390 millones de litros de bioetanol cada año en un esfuerzo por dinamizar una industria que en el mundo impulsó los cultivos agrícolas.
     
    “Además de vigilar el desarrollo de los programas hemos promovido el crecimiento de una industria que da sustento a 380.000 personas”, aseguró Jorge Bendeck, presidente de la Federación Nacional de Biocombustibles de Colombia (Fedebiocombustibles).
     
    La bioenergía también ha ganado potencial en Colombia. Por un lado, los ingenios azucareros están trabajando en proyectos de autosuficiencia para las necesidades de su industria que en cinco casos ya terminaron en cogeneración, es decir, la capacidad de producción es tan alta que le pueden vender a la red pública.
     
    Fernando Londoño, presidente de la Asociación de Cultivadores de Caña de Azúcar de Colombia (Asocaña), estima que para este año la capacidad instalada de cogeneración esté en 260 megavatios. “Hay proyectos nuevos de Riopaila y Manuelita y casi todos los ingenios le apostaron a iniciativas de ampliación de sus plantas de energía, por lo que creemos que en el mediano plazo podemos llegar a superar los 300 megavatios”, dijo.
     
    El sector azucarero se convirtió en fuente de energía hace más de ocho años, hoy cuenta con cinco destilerías de alcohol en las que a la fecha se han invertido más de US$180 millones de acuerdo con Asocaña, posicionando a Colombia como el tercer productor en América Latina después de Brasil y Argentina con 390 millones de litros al año.
     
    La producción de bioetanol se realiza con base en el bagazo, lo que queda tras haber exprimido la caña en destilerías, esa es biomasa se inyecta en las calderas y genera vapor.
     
    Este método no solo garantiza energía renovable y sostenible, sino que cuando es utilizado como combustible reduce en 74% las emisiones de gases según estudio del Ministerio de Minas y Energía. Además, dado que no depende de factores externos como el clima, Londoño asegura que la capacidad instalada de los ingenios es hoy más grande que la de cualquiera de las hidroeléctricas.
     
    Lo propio han hecho los cultivadores de palma, pues del mismo modo que con el etanol, la biomasa resulta del proceso de extracción. Pero no solo se aprovechan sus aceites, la fibra y otros residuos del cultivo pueden generar energía eléctrica y gasolina, lo que en suma tiene un potencial de 300 megavatios.
     
    Jens Mesa Dishington, presidente de la Federación Nacional de Cultivadores de Palma de Aceite (Fedepalma), aseguró que esta fuente puede aportar hasta 2% de la capacidad de generación del país pues viene en un crecimiento sostenido desde la década de los 90 y se estima que para 2020 la producción se duplique. El dirigente gremial está convencido de que en la medida en que el Gobierno fije las reglas de los biocombustibles y haya un cambio en las políticas actuales, crecerán las áreas cultivadas.
     
    El Programa Nacional de Biodiésel de palma inició en enero de 2008 con una mezcla de 5% en el combustible tradicional y tardó dos años en consolidarse en el país. Para 2013 la mezcla promedio era de 9,2% y desde entonces no ha variado a pesar de que se tiene materia prima para atender una proporción de 20%.
     
    Esta política de combustibles limpios permitió duplicar las ventas de aceite de palma al mercado local (representan 53% de la demanda), superando las 4.000 toneladas en 2013 cuando el 2007 solo se destinaban 9.000.
     
    Hoy nueve plantas se dedican a la generación de energía y el gremio estima que se necesitaría de una inversión de US$600 millones para adoptar las nuevas tecnologías y así entregar mayores excedentes al sistema interconectado nacional.
    Gobierno le apostó a aprovechar las fuentes renovables.
     
    El año pasado se aprobó la Ley 1715 de 2014 que promueve el aprovechamiento de las energías renovables y que regula su integración con el sistema energético nacional. Con esta iniciativa se logró que el sector agropecuario entrara a formar parte de la industria energética del país, por lo que se espera crezca su participación. Según la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) 23,8% de la energía que se consume en el país proviene de fuentes renovables, pero los biocombustibles solo aportan 2% de esta.
     
    Las opiniones
    Jens Mesa Dishington
    Presidente de Fedepalma
    “El mercado local de producción de palma creció bastante a raíz de la mezcla de biodiésel, para el desarrollo futuro dependemos de un cambio en la política actual”.
     
    Fernando Londoño
    Presidente de Asocaña
    “La capacidad instalada de cogeneración de energía de los ingenios podría llegar en el mediano plazo a 300 megavatios, siendoque hoy estamos por encima de los 200”.
     
    Jorge Bendeck
    Presidente de Fedebiocombustibles
    “El sector agroindustrial de los biocombustibles da sustento a 380.000 personas en el país, pues es una actividad que genera 31.000 puestos de trabajo indirectos y 62.000 indirectos”.
     
     
    Fuente: Larepublica.co
     
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  • Brasil, comprador de energía, en desaceleración económica

    Brasil RioBrasil, una de las siete economías importantes del planeta, ingresó en un período de crisis política debido a la corrupción registrada en la estatal petrolera Petrobras, que provocó una inestabilidad económica. Bolivia abastece de gas al gigante de Sudamérica, y está en puertas una nueva negociación de venta del energético así como de energía, pero el bajo crecimiento y en algunos casos decrecimiento provocan incertidumbre sobre el futuro de la región.
     
     
    De acuerdo a la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal), el crecimiento del Producto Interno Bruto de América Latina está en 0,2 por ciento; Brasil registra en la presente gestión -3,6 por ciento, y el próximo año la situación será casi similar.
     
    Desde hace dos meses atrás, Bolivia y Brasil intercambian información sobre las futuras negociaciones sobre la compra de gas y electricidad, hace poco el embajador de Brasil en Bolivia, Raymundo Santos Rocha, consideró que "Brasil es un país grande que necesita de mucha energía y Bolivia tiene las condiciones para abastecer el mercado" de este país.
     
    La afirmación fue emitida el miércoles pasado en la ciudad de La Paz después de una reunión sostenida entre el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez y la autoridad de Brasil.
     
    Santo manifestó que dialogaron respecto al trabajo que deben desarrollar los Comités Técnico Bilaterales, en función a electricidad e hidrocarburos, donde se llevarán adelante proyectos en beneficio mutuo respecto a integración energética a través de proyectos hidroeléctricos.
     
    En el área de gas, dijo, que se avanzó respecto al suministro de gas boliviano a Brasil para los próximos años.
     
    CRISIS
     
    De acuerdo informes internacionales, hace cuatro años, Brasil se convertía en la sexta economía mundial y lideraba Sudamérica hacia tiempos dorados con su combinación de desarrollo y ayudas públicas para paliar la desigualdad.
     
    Sin embargo, el gobierno de Dilma Rousseff enfrenta una oposición agria en el Congreso que frena sus medidas fiscales para paliar la crisis y una corrupción endémica en las más altas esferas políticas y empresariales; mantienen al país ingobernable e incapaz de hallar cualquier atisbo de recuperación.
     
    La inflación sigue siendo el temido monstruo de las economías latinoamericanas y cuando se disparó un poco fue uno de los detonantes (junto a la corrupción y la deficiencia de los servicios públicos) de las históricas protestas sociales de Brasil en junio de 2013. Hoy, el Banco Central brasileño estima en 10,8 por ciento de la inflación en 2015.
     
    Aunque el panorama latinoamericano es el peor de los últimos años, sólo Brasil, Venezuela y Argentina decrecerán este año.
     
     
    Fuente; diario.net
  • Cálidda empresa del Grupo de energía de Bogotá cumple 12 años de llevar Gas Natural en Perú

     
     Para el 2021, Cálidda espera contar con 1.038.042 conexiones y beneficiar a más de 5 millones de personas en Lima y el Callao.
     
     El uso de gas natural ha permitido disminuir entre el 90% y el 97% la generación de monóxido de carbono respecto a otros combustibles.
     
    Cálidda ha realizado una inversión de US$497 millones en Perú en los últimos años.Cálidda ha realizado una inversión de US$497 millones en Perú en los últimos años.Cálidda, empresa del Grupo Energía de Bogotá, celebró su doceavo aniversario beneficiando a más de 2 millones de personas en el departamento de Lima y la provincia de Callao en Perú por medio de la distribución de gas natural.
     
    La celebración de este aniversario tuvo lugar en la residencia de la Embajada de Colombia en Perú, en la que la embajadora María Elvira Pombo Holguín, destacó los importantes vínculos que existen entre Colombia y Perú; y el papel que ha despeñado el Grupo Energía de Bogotá como empresa líder en Latinoamérica.
     
    Por su parte, el Gerente General de Cálidda, Jorge Olazabal, comentó que el uso del gas natural, es más económico que los otros combustibles, y que en Perú ha permitido ahorrar US$22 mil millones en el período 2007-2015; es decir que ha contribuido a que 1.58% del Producto Interno bruto (PIB) en cada uno de esos años se haya podido invertir en otros rubros gracias al ahorro que genera el uso del gas natural.
     
    Actualmente, Cálidda ofrece en 19 distritos de Lima un combustible, seguro, económico, práctico y de baja emisión, tanto para usuarios domésticos como comerciales e industriales. Los distritos con este servicio son: San Juan de Lurigancho, El Agustino, San Juan de Miraflores, Villa María del Triunfo, Los Olivos, San Martin de Porres, Comas, Puente Piedra, Villa el Salvador, Santa Anita, Cercado de Lima, San Miguel, Surco, Jesús María, Magdalena, Pueblo Libre, El Callao, Independencia y Ate.
     
    En relación con el Gas Natural Vehicular más de 219.600 carros privados de Lima han sido convertidos y se abastecen en las 236 estaciones de gas natural vehicular en todo el país. Además, en el transporte público el gas natural permite disminuir entre el 90% y el 97% la generación de monóxido de carbono respecto a otros combustibles. A la fecha, el 50% de la energía eléctrica del país tiene como fuente de generación al gas natural.
     
     
     
    Cálidda para el 2021 espera alcanzar un total de 1.038.042 conexiones en la región y espera beneficiar a 5 millones de personas, casi la mitad de la población que podría tener Lima y Callao para esa fecha.
     
    Acerca del Grupo Energía Bogotá
     
    El Grupo Energía de Bogotá es uno de los grupos líderes de la cadena energética de baja emisión de la región. Como Grupo Empresarial genera valor a sus accionistas y grupos de interés por medio de la gestión sostenible y rentable de sus negocios a lo largo de la cadena energética, tanto en la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad, así como en transporte y distribución de gas natural.
     
    El Grupo contribuye al desarrollo de los países donde opera y lidera proyectos que impactan la productividad, la competitividad y mejoran el bienestar y calidad de vida de los usuarios.
     
    Acerca de Cálidda
     
    Cálidda es una empresa peruana, filial del Grupo Energía de Bogotá, que tiene la concesión para diseñar, construir y operar el sistema de distribución de gas natural en el departamento de Lima y la Provincia Constitucional del Callao en Perú por 33 años. Es la empresa pionera en brindar este servicio público en Perú, contribuyendo así a la mejora en la calidad de vida de la población y a la preservación del medio ambiente.
     
     
  • Calor podría llevar embalses a sólo 25% para finales de febrero: Generadoras

    En lo corrido del año solo ha llovido durante dos días, el nivel agregado de los embalses seguirá cayendo pero los colombianos aún no están ahorrando ni agua ni energía. Alcolgen asegura que la reducción de los embalses no se va a traducir en recortes de energía y apagón pero hizo un nuevo llamado a la conciencia.
     
    Hidrosogamoso(2)El fenómeno de El Niño ya llevó el nivel de los embalses en Colombia a 52% al cierre de enero pero el desafío podría profundizarse y su nivel caería a 25% a finales de febrero o inicios de marzo, según proyecciones del gremio de las generadoras (Acogen).
     
    El gremio aseguró que el estrés climático no se va a traducir en un apagón ni en un racionamiento debido a que las plantas térmicas están encendidas y aportando cerca de la mitad del consumo del país. Si la falta de lluvias se prolonga su participación en la torta de la generación tendrá que incrementarse pero hay con qué responder.  
     
    Si bien del lado de la oferta de energía Acogen dio un parte de tranquilidad, del lado de la demanda advirtió sobre la falta de conciencia de los colombianos ante la ola de calor
     
     “El Fenómeno de El Niño no es un problema del sector eléctrico colombiano, es un problema del país. La demanda no ha disminuido en los porcentajes que debería dado un fenómeno de El Niño que va a ser el más extenso, prolongado y fuerte de los últimos años, comparable solamente al del año 1.997”, dijo a Dinero Ángela Montoya, presidente de Acogen.
     
    Este año el país sólo ha tenido dos días de lluvia y El Niño podría empezar a debilitarse sólo en abril.    
     
    ¿Cómo ahorrar?
     
    Algunas recomendaciones muy simples: bañarse en menos tiempo, desconectar de la pared los aparatos electrónicos y usar electrodomésticos de alto consumo fuera de las horas pico.
     
    Un colombiano tarda en promedio cinco minutos en la ducha, si ahorra tiempo en esa tarea o cierra la llave mientras se enjabona contribuirá al ahorro de agua. Por otro lado todos los elementos conectados a la pared están consumiendo energía así no se estén utilizando, por ejemplo, los cargadores de los teléfonos y los televisores podrían desconectarse si no los estamos usando. Finalmente el pico de consumo de electricidad es a las 7:00 pm y utilizar elementos como planchas, secadoras de pelo y otras máquinas de gran tamaño le pone estrés adicional al sistema ¿por qué no usarlos en otros momentos del día?
     
    Fuente: Dinero.com
  • Cambios de liderazgo en GE Colombia

     General ElectricEl día de ayer se dio a conocer el retiro de Fabiola Sojet, Presidente de General Electric en Colombia, tras 10 años en la compañía y 8 años frente a la operación de la compañía en el país. Luis Felipe Carrillo, Presidente y CEO de GE Región Andina y El Caribe, estará encargado de la operación de GE Colombia, mientras se anuncia el nombramiento del sucesor que ocupará el cargo.
     
    Uno de los logros más importantes de Sojet dentro de su carrera en GE es haber consolidado una importante agenda de relacionamiento con su entorno y contribuido de forma sustancial a posicionar su portafolio de negocios en varios sectores estratégicos en el país. De esta manera, logró consolidar importantes hitos para la compañía, como su crecimiento en el país de más de 300% en los últimos 7 años y la integración con los negocios adquiridos por GE para consolidar su portafolio para los sectores de Salud, Petróleo y Gas.
     
    “Estoy convencida que tanto las empresas como sus líderes vivimos ciclos, razón por la cual considero que debo dar espacio para la llegada de un nuevo liderazgo. GE tiene mucho futuro y oportunidades que requieren de ese cambio hoy más que nunca. Dejo este cargo muy satisfecha y agradecida con las personas que contribuyeron a los resultados que alcanzamos juntos como el gran equipo que somos en GE Colombia" señaló Fabiola Sojet, al comunicar su decisión.
     
    A partir del 1 de julio de 2015, Sojet dedicará a nuevos proyectos de emprendimiento y participará en diversas juntas directivas en el país.
     
    paisminero.co
  • Celsia da el salto con compras claves en Centroamérica

    JG LondonoLa compañía adquirió los activos de la francesa GDF Suez en el sector eléctrico de Panamá y Costa Rica. Es su primer paso de expansión internacional. En diciembre, asumirá el control.
     
    El miércoles, Celsia confirmó un acuerdo con la multinacional GDF Suez, con sede en Paris, para adquirir sus activos de generación termoeléctrica, hidroeléctrica y eólica en Panamá y Costa Rica por un valor de 840 millones de dólares. Esta compra es consecuente con la estrategia de crecimiento de la organización en la que se definen como mercados objetivos Colombia y países con potencial de interconexión eléctrica. Portafolio habló con su presidente, Juan Guillermo Londoño.
     
    Celsia es una firma del Grupo Argos.
     
    ¿Cuánto tiempo tardó y cómo se dio esta negociación?
     
    Durante años hemos venido conversando con diversos jugadores globales que tienen activos en la región. Llevábamos más de dos años en negociaciones y la compra se dio tras una búsqueda de activos que, inicialmente, no estaban en venta. No fue una oportunidad, es realmente una estrategia: el primer paso de la compañía en el desarrollo del crecimiento y expansión internacional, porque Panamá y Costa Rica son dos países que nos permiten diversificar riesgos de monedas, de mercados y de activos, ya que no teníamos nada en carboeléctricos.
     
    ¿Se están anticipando a la interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá?
     
    Sí, representa una oportunidad de tener de socio al Gobierno panameño, clave de cara a la deseable interconexión entre los dos países, para adquirir conocimientos desde el punto de vista comercial.
     
    Además, los activos de Panamá son claves dentro de la matriz eléctrica de ese país.
     
    Representan el 20 por ciento de la capacidad instalada, y seremos el segundo actor.
     
    ¿Cómo fue el proceso de búsqueda?
     
    Tenemos relaciones con empresarios globales y locales, y ese nivel permite más cercanía para establecer alianzas en proyectos como este. La búsqueda la hicimos directamente y a través de banqueros de inversión con quienes trabajamos. Con BNP Paribas hemos hecho otras adquisiciones en el pasado y aprovechamos su relación con la firma francesa.
     
    ¿Cómo va a crecer la facturación de Celsia?
     
    Tenemos previsto que el Ebitda para el 2015 sea de 86 millones de dólares. En términos de ingresos, sería del orden de 280 millones de dólares para este año y 290 millones en el 2015.
     
    ¿Se financiaron o lo hicieron con flujo de caja?
     
    La transacción tiene una estructura diversa de fuentes.
     
    Los 840 millones se cancelan asumiendo unos créditos que tenían las compañías adquiridos por 231 millones de dólares y el resto, 560 millones, se pagan con recursos propios, reservados para el proceso de crecimiento y expansión. También tenemos preaprobados créditos con financiadores para apalancamiento financiero, dado que el endeudamiento frente al patrimonio es muy bajo y hay capacidad.
     
    ¿Qué otro atractivo tienen esos países?
     
    Son dos economías con niveles de crecimiento importante: Panamá, el mayor de Latinoamérica, una economía de servicios, no manufacturera. Hay déficit de capacidad instalada. Le falta invertir en 1.000 megavatios adicionales de capacidad en los próximos años para renovar tecnologías y activos.
     
    En Costa Rica, a pesar de ser un sector con el 85 por ciento de generación en manos de agentes estatales, vemos oportunidad de crecer en energía eólica. Es una de las zonas de mejores de vientos en el continente y es clave para tener una central eólica, que nos dará una competitividad en ese país, que privilegia inversiones en energías renovables no convencionales.
     
    ¿Cómo inyectar el ADN de Celsia en las adquiridas?
     
    Lo primero que haremos será conocer, dominar e involucrarnos en la industria eléctrica de los dos países. Hay que ser prudentes y adquirir prácticas usuales. No se trata de una conquista, sino de una mezcla de lo que aportamos en mercadeo y en relacionamiento con socios públicos. Tenemos un modelo de sostenibilidad integralmente concebido desde el punto de vista humano, ambiental, de gobierno corporativo, en relaciones con comunidades, y creemos que podemos hacer una tarea importante. Iremos trasmitiendo poco a poco eso a los colaboradores. No vamos en plan de desplazar al personal porque tenemos un equipo humano para llevar la cultura organizacional y poner el talento en áreas críticas para que sean multiplicadores de ese ADN.
     
    ¿Se tardó la expansión internacional o llega en el momento justo?
     
    Desde el 2007 tuvimos esa estrategia de crecimiento, y empezamos un proceso de desinversiones de 90 años, para invertir en el sector eléctrico, que decidimos como nuestro foco definitivo. Cuando se presentó la opción de Isagen suspendimos el proceso de internacionalización hasta que se definiera; luego comunicamos que no íbamos en ese negocio y emprendimos la tarea de buscar esos activos.
     
    ¿Cuándo asumirá Celsia el control de los nuevos activos?
     
    Nos falta una aprobación de la adquisición en Costa Rica, que es un país muy celoso en analizar quién entra al sector de generación eléctrica. En Panamá todo fluye. Las transacciones se deben cerrar entre noviembre y diciembre, y ahí tomaríamos control de los activos.
     
    OTRAS FIRMAS COLOMBIANAS EN LA REGIÓN
     
    Durante los últimos tres años, EPM ha consolidado su presencia en el mercado de energía en Centroamérica. Compró a la guatemalteca DECA II, la mayor accionista de EEGSA, la principal distribuidora eléctrica de ese país con más de 940 mil clientes, y de Comegsa, la más importante comercializadora de energía de la región. En Panamá, adquirieron Elektra Noreste S.A., y en El Salvador, con la Distribuidora de Electricidad del Sur (Delsur), segunda empresa de distribución en ese país. Por su parte, la EEB tiene un proyecto de redes de transmisión en Guatemala con la firma Trecsa, y ganó un proyecto para un ingenio azucarero en el sur del país. Adicionalmente, analiza alternativas en Panamá, ya sea a través de un proyecto interno o mediante la interconexión con Colombia.
     
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    Portafolio-co
  • Chec Pone La Geotermia En Alto

     

    Nereidas Villamaria CaldasLa Chec está lista para revivir el proyecto de generación de energía geotérmica.

    Después de unos 20 años de que se promovió este plan a través de la empresa Geoenergía Andina (Gesa), la hidroeléctrica espera impulsar la exploración en la zona alta de Villamaría, en las veredas El Páramo, Papayal y Playa Larga.

    John Jairo Granada, gerente de Chec, dice que el objetivo es tener un concepto final de Corpocaldas sobre el plan de manejo ambiental y reiniciar la fase de exploración.

    Todavía se está en el proceso de financiación, pero existen firmas alemanas interesadas que avalarían el proyecto a fondo perdido, por el bajo impacto ambiental. Si la exploración es exitosa, se les devuelve el dinero, de lo contrario no.

    Según Granada, por ahora se negocia el proceso de participación en este proyecto que requiere de una inversión cercana a los 24 millones de dólares, unos $70 mil millones.

    "Ya tenemos la valoración de esos pozos exploratorios", destacó.

    Inicio del proyecto

    Julián López Palacio, coordinador del proyecto geotérmico de Chec, sostuvo que el objetivo es comprobar la temperatura y presión, con el fin de determinar si se cumplen las condiciones para generar energía a través de vapor a altas temperaturas.

    La fase exploratoria se inició con Gesa hacia 1997, en el pozo Nereidas 1, en la finca Pirineos.

    Allí se demostró un nivel de agua de 680 metros de profundidad y una temperatura cercana a los 200 grados centígrados.

    A partir de allí, se inició el proceso de exploración hasta los 2 mil metros, pero solo se llegó hasta los 1.400. Por esta razón los resultados no fueron determinantes, pues tampoco hubo flujo de vapor.

    De acuerdo con López Palacio, el bajo músculo financiero que tenía Chec entonces no le permitió avanzar en el proyecto y los ánimos se bajaron.

    Los socios de Gesa eran Chec con el 42%, Romar y Compañía con el 10%, Corporación Financiera de Caldas con el 5% y herederos de José de Jesús Restrepo y otros socios.

    Posteriormente Chec se quedó con el ciento por ciento del paquete accionario, hasta fusionar a Gesa con la energética.

    Avances

    López manifestó que espera que no vuelva a quedar truncado el proyecto. "Ya llevamos cinco años en este proceso para terminar los estudios y hemos invertido unos $6 mil millones. Entre estos se han incluido estudios geotécnicos, magnetotelúricos, geosísmiscos, geofísicos y químicos", destacó.

    Después del concepto y del aval de Corpocaldas, la tarea es iniciar las exploraciones en el 2018, proceso que podría tardar entre 6 y 10 meses. En el 2019 se sabría si esta región tiene potencial de energía geotérmica o no.

    Otros interesados

    En el 2015 Isagén también puso sus ojos en Villamaría para impulsar un proyecto similar de Geotermia. La compañía antioqueña Toshiba West Japan Engineering Consultants, Inc. (West JEC) y Schlumberger firmaron el memorando de entendimiento para evaluar la posibilidad de establecer una alianza estratégica, con el fin de desarrollar la primera planta de energía geotérmica en Colombia, con una capacidad de generación de 50 megavatios. La entidad destacó que en caso de resultar exitoso, la planta estaría en operación comercial en el 2020. Por ahora se está en la etapa de prefactibilidad y solicitud de licencia ambiental.

    La geotermia

    La energía geotérmica se obtiene del calor interno de la tierra, a través de la alta presión de vapor o agua caliente.

    Generación

    Los proyectos hidráulicos generan cerca del 70% de la energía en Colombia y las térmicas a base de gas o hidrocarburos generan cerca del 30%.

     

    Fuente: Lapatria.com/ JUAN CARLOS LAYTON

  • China pasa a ser el motor mundial del sector energético

    Exploracion CcnaChina ha pasado a ser el mayor inversor mundial en energía. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha publicado este miércoles su primer informe sobre inversiones y destaca que después de tres años de supremacía de EEUU el gigante asiático se ha convertido en el motor del sector.
     
    Según el informe, la causa de ese cambio es el "récord de inversiones en el campo de la electricidad" en China, comparado con un descenso del capital invertido en proyectos de crudo y gas en EEUU, donde en años previos se canalizó mucho dinero a proyectos de extracción mediante 'fracking', ahora menos rentables.
     
    La inversión global en energía disminuyó un 8 % en el 2015, hasta 1,8 billones de dólares, debido al descenso en proyectos de exploración y producción de gas y petróleo. La caída de los precios internacionales del petróleo ha desincentivado la inversión en grandes proyectos de extracción. La AIE, que se encarga de analizar el panorama energético para sus 29 países miembros, subraya que la ralentización de la economía china está afectando a las inversiones globales, por el descenso de la demanda de petróleo, gas y carbón.
     
    INVERSIÓN EN EFICIENCIA
     
    En economías maduras como las de la Unión Europea, Japón y EEUU, el crecimiento del sector de los servicios "está rompiendo el vínculo entre demanda energética y crecimiento del producto interior bruto". Este cambio estructural se traduce en un aumento de la inversión en medidas de eficiencia energética, que alcanzó los 220.000 millones de dólares a nivel mundial en el 2015.
     
    La inversión en petróleo y gas sigue acaparando no obstante la mayor proporción de la inversión mundial, con un 45% del total, señaló la agencia al presentar su informe en Londres. La inversión global en electricidad aumentó hasta el récord de 690.000 millones de dólares, o el 37% del total, a pesar de que se registra un descenso de la demanda por la expansión de las redes de energía renovables.
     
    La AIE alerta de que, dado que la mayor parte de la inversión se destina a sustituir activos viejos o deteriorados, "es clave que se aumente la inversión de forma sustancial para mantener la seguridad del suministro", pese a que los indicadores apuntan a una ralentización de la demanda energética.
     
     
  • Cinco dilemas de los grandes proyectos energéticos

    Energia EficiEl país necesita reglas claras en los temas ambientales. Las comunidades reclaman inversión social a las empresas petroleras y respeto por el medio ambiente. Este año, por ejemplo, hay un rezago en la ejecución presupuestal de las empresas petroleras del 70 por ciento en los proyectos previstos.
     
    Un estudio contratado por la Asociación Colombiana de Ingenieros (Aciem) revela que en Colombia los grandes proyectos están amenazados por “costos ocultos”, que van desde las trabas ambientales hasta las consultas previas con las comunidades, las cuales en algunos casos se han convertido en auténticos chantajes.
     
    Hay por lo menos cinco variables que amenazan en el país el desarrollo de grandes proyectos energéticos que pueden llevar a la pérdida en el mediano y largo plazo de la autosuficiencia petrolera, el avance de obras como la generación de energía y la ampliación de la cobertura en el sector de las telecomunicaciones, fundamental para el crecimiento económico, que en el 2018 debe estar por encima del 7 por ciento para garantizar la reducción de la pobreza y el mantenimiento de la tasa de desempleo en un dígito.
     
    Hay problemas inmediatos por resolver con el fin de evitar una corrida en la inversión en sectores clave asociados a la ingeniería como el atraso de licencias ambientales -que en ocasiones presentan rezagos de tres años-, la ausencia de claridad en las consultas previas con las comunidades, el recrudecimiento de los atentados terroristas contra la infraestructura, la descoordinación de políticas públicas entre el Gobierno Nacional y las administraciones regionales y locales, y la falta de previsión en ocurrencias como el fenómeno de ‘El Niño’.
     
    “Estamos llenos de costos ocultos que impactan negativamente el desarrollo de grandes proyectos y que generalmente los terminan pagando los usuarios o los clientes”, afirma el presidente de Enercol -la Conferencia Energética Colombiana-, Ismael Enrique Arenas, quien señaló que ahora es más difícil hacer sísmica, exploración y explotación de hidrocarburos en el país que en las décadas pasadas.
     
    Este año, por ejemplo, hay un rezago en la ejecución presupuestal de las empresas petroleras del 70 por ciento en los proyectos previstos y esa es una causa del reducido número de compañías que se presentaron para lo Ronda Colombia 2014.
     
    Según Arenas, el sector va a presentar al Gobierno una serie de propuestas -algunas de ellas convertidas en un articulado de proyecto de ley para avanzar en temas como la articulación y claridad en la expedición de licencias ambientales y la agilización de las consultas previas con las comunidades.
     
    “Los más interesados en que se realicen proyectos bajo los principios de sostenibilidad ambiental, con la participación activa de las comunidades, somos los ingenieros”, afirma el presidente de Enercol, que precisamente entre el 17 y 18 de septiembre próximo desarrolla su conferencia energética anual.
     
    El estudio, preparado por un equipo de expertos que será presentado a empresarios del sector, gobierno y congresistas, advierte que el país tiene que impulsar nuevos esquemas de producción petrolera -por ejemplo el fracking, técnica que se viene utilizando en países como Estados Unidos-, pero que en Colombia se enfrenta a los contradictores, entre ellos los medioambientalistas.
     
    “Si nos quedamos con los sistemas tradicionales, perderemos en unos siete años la autosuficiencia y tendremos que importar crudo”, afirma el presidente de Enercol.
     
    Eso implicaría, como lo reconoció el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, una caída sustancial de la renta petrolera y agravaría la sostenibilidad fiscal en este momento en el cual lo que se necesitan son mayores recursos para atender las inversiones y gastos del posconflicto.
     
    CONFLICTO SOCIAL
     
    En materia de seguridad, en los primeros siete meses de 2014 se registraron 119 atentados contra la infraestructura como oleoductos, torres de energía, vías y puentes, de los cuales 100 ataques, es decir, el 81 por ciento fue contra oleoductos.
     
    En materia de conflicto social ha habido un descenso en Casanare (63 bloqueos, contra 116 en los primeros siete meses de 2013; Meta (35, frente a 67 en 2013); Putumayo (14, frente 18 en 2013), Cesar (10, frente a 14 en 2013) y Arauca (2, frente a 11 en 2013).
     
    LOGRAR MAYORES EFICIENCIAS ENTRE LAS EMPRESAS DEL SECTOR
     
    Aciem, que reúne a más de 12.900 ingenieros, de todas las especialidades, es partidaria de adoptar medidas que contribuyan a la eficiencia y transparencia de los sectores de hidrocarburos, energía eléctrica y telecomunicaciones.
     
    Por ejemplo, apoya la colocación en el mercado del 10% de las acciones restantes que Ecopetrol tiene autorizadas para emitir, según la ley de capitalización aprobada por el Congreso.
     
    Todo esto, siempre y cuando, se dedique a la exploración de hidropucarburos y garantizar la autosuficiencia y generación de excedentes exportables. Isagen puede aportar una rentabilidad social grande con la venta del 57,61%, destinando estos recursos a los proyectos de infraestructura vial.
     
    Según el presidente de Enercol, el país debe internacionalizar el negocio del gas. Pero debe haber políticas claras para realizar las inversiones en exploración, explotación y comercialización de este combustible.
     
    Es necesario separar otros negocios como lo hizo Ecopetrol con Cenit, encargada del transporte y logística de hidrocarburos.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
     
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  • Codensa y Emgesa entre las diez empresas que promueven la equidad de genero en el paìs

     

    •                 Las empresas fueron seleccionadas por sus estrategias para la promoción de prácticas de equidad laboral en ‘El primer                     ranking de equidad de género corporativo de Colombia’, realizado por Aequales y el Colegio de Estudios Superiores de                      EmgesaAdministración (CESA).

     

    ·         Codensa y Emgesa son las únicas empresas del sector energético y de servicios públicos que clasificaron entre las diez primeras  del país.

     

     

    • Desde hace cuatro años las Empresas vienen implementando iniciativas encaminadas a eliminar las desigualdades de género y promover espacios de trabajo igualitarios.
    •  

    CODENSA y EMGESA fueron seleccionados dentro de la 10 empresas más incluyentes  en el país según el primer ranking en equidad de género corporativo realizado en Colombia, ocupando el puesto  octavo y décimo respectivamente.

    Los resultados fueron anunciados  ayer por la consultora Aequales y el Colegio de Estudios Superiores de Administración (CESA), quienes desarrollaron  la evaluación, entre 40 compañías del país, analizando cuatro criterios básicos: cultura organizacional, estructura organizacional, objetivos y estrategias para la equidad y gestión del talento.   Las empresas analizadas cuentan con sede en Colombia y pertenecen a sectores tan diversos como servicios y tecnología (59%), agroindustria y consumo masivo (21%), energía, petróleo y minería (15%) y financiero (5%).

    Según los organizadores del evento, “las Compañías demuestran un  interés real por generar un impacto en sus organizaciones para hacer de la equidad de género una realidad, y  trabajan para cerrar las brechas y difundir prácticas equitativas en el ámbito empresarial”. En el caso de CODENSA, resaltaron la evaluación del impacto que tienen las medidas implementadas en el mejoramiento de la vida de la personas, mientras que en EMGESA sobresalió el desarrollo de talleres de sensibilización de equidad de género para los colaboradores de la empresa.

    CODENSA y EMGESA fueron invitadas a participar en el ranking por su política de equidad, que gira en torno a ocho dimensiones: reclutamiento y selección, promoción y desarrollo profesional, capacitación, remuneración y salario, conciliación, acoso laboral y sexual, ambiente laboral y salud, e igualdad de imagen y comunicación.

    Las empresas de Enel en Colombia, son las únicas empresas del sector energético y de servicios públicos que clasificaron en este ranking de las 10 primeras.

    Para las Compañías lograr la equidad es un objetivo principal de su estrategia de sostenibilidad. Desde hace cuatro años vienen implementando iniciativas encaminadas a eliminar las desigualdades de género y promover espacios de trabajo igualitarios que contribuyan a la inclusión y permanencia de las mujeres en la vida laboral.

    Como parte importante de esta objetivo, se han venido desarrollando programas desde el año 2011, dentro de la política de EFR (Empresa Familiarmente Responsable) orientados a  ofrecer beneficios laborales  tanto para mujeres como hombres que les permitan balancear su vida personal con la vida laboral, tales como: regreso posnatal gradual para madres, teletrabajo y horario flexible, entre otros, así como políticas de contratación donde se blindaron los procedimientos para evitar discriminaciones.

    Producto de estas políticas de equidad de género, CODENSA y EMGESA han logrado mejorar la participación de la mujer en un sector netamente masculino, como es el energético.

    Otras iniciativas que apuntan a la equidad de género:

    Woman Empowerment

    En el 2011 las Empresas se suscribieron a los principios de Empoderamiento de la Mujer (Women Empowerment), iniciativa del Pacto Mundial de Naciones Unidas, que busca fomentar la igualdad de las mujeres en la empresa, el mercado y la sociedad.

    Empresas Familiarmente Responsables

    CODENSA y EMGESA fueron certificadas en el 2013 por parte de la fundación española Másfamilia como Empresas Familiarmente Responsable (EFR), como reconocimiento a la implementación de una nueva cultura socio-laboral y empresarial basada en la flexibilidad, el respeto y el compromiso con los trabajadores. La política de calidad de vida de las empresas consiste en un modelo de gestión orientado a impactar de manera positiva la calidad de vida de sus trabajadores, al promover el balance entre la vida personal, familiar y laboral en igualdad de condiciones para mujeres y hombres, a través de programas e iniciativas que permiten brindar a los trabajadores y a sus familias, espacios de integración y bienestar.

    La implementación de la política EFR de las Compañías la componen cinco ejes fundamentales: 1. Flexibilidad temporal y espacial, 2. Calidad en el empleo, 3. Apoyo a la familia de los empleados, 4. Desarrollo y competencia profesional y 5. Igualdad de oportunidades. Estos cinco ejes se ven reflejados en el fortalecimiento de programas destinados a los trabajadores y a sus familias, tales como el teletrabajo, jornadas flexibles, día de balance, horario comprimido los viernes y regreso postnatal gradual, entre otros.

    Sello Equidad

    CODENSA y EMGESA son unas de las primeras empresas  del país en participar en la Certificación del Sello de Equidad Laboral (Sello Equipares), que busca la igualdad de condiciones y oportunidades para las personas, sin importar su género. Ésta es una iniciativa de transformación cultural y organizacional, liderada por el Ministerio del Trabajo, la Alta Consejería Presidencial para la Equidad de la Mujer y el Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD),  que busca eliminar las desigualdades, barreras y brechas de género que existen en materia laboral. CODENSA y EMGESA fueron seleccionados dentro de la 10 empresas más incluyentes  en el país según el primer ranking en equidad de género corporativo realizado en Colombia, ocupando el puesto  octavo y décimo respectivamente.

     

     

  • Codensa y Emgesa Tocaron la Campana en la BVC, por la igualdad de Género

    CODENSA y EMGESA, empresas del Grupo ENEL en Colombia, participaron en la iniciativa promovida por ONU Mujeres “Toca la Campana por la Igualdad de Género”, que se llevó a cabo hoy en la Bolsa de Valores de Colombia.
     
    Durante la ceremonia, Lucio Rubio Díaz, director general ENEL Colombia, en compañía de otros directivos de empresas que también se destacan por su compromiso con la igualdad de género y el empoderamiento económico de las mujeres, realizaron el tradicional toque de la campana y participaron en un panel donde se expresaron los compromisos del sector privado por la igualdad de género.
    El acto simbólico “Toca la Campana por la Igualdad de Género” se realizó  en la Bolsa de Valores de Colombia, en el marco del Día Internacional de la Mujer.El acto simbólico “Toca la Campana por la Igualdad de Género” se realizó en la Bolsa de Valores de Colombia, en el marco del Día Internacional de la Mujer.“En CODENSA y EMGESA creemos que trabajar en la diversidad demuestra la capacidad de las Empresas de estar a la vanguardia en la gestión de personas y en el verdadero compromiso de tener una visión de futuro sostenible, dijo Lucio Rubio Díaz, director general ENEL Colombia. “Estamos realmente comprometidos para continuar promoviendo la equidad de género en nuestras compañías y prueba de ello, es que en los últimos tres años se ha presentado un crecimiento en las contrataciones de mujeres, logrando que 30% del personal de las Empresas está constituido por personal femenino, y 24% de los cargos directivos son ocupados por ellas, cifras muy significativas especialmente considerando que estamos inmersos en un sector tradicionalmente masculinizado, como lo es el eléctrico”.
     
    Este año, por primera vez, Colombia participa en esta iniciativa como acto de apertura de las operaciones de la Bolsa de Valores del país, buscando concientizar sobre el papel fundamental que puede desempeñar el sector privado en el avance del cumplimiento del Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS 5) de la Agenda 2030, el cual se refiere a lograr la igualdad entre los géneros y empoderar a todas las mujeres y a las niñas.
     
    CODENSA y EMGESA siguen trabajando para garantizar a las mujeres una igualdad de condiciones, remuneración y salario no discriminatorios, capacitación, promoción y desarrollo profesional, al tiempo que un ambiente laboral saludable y equitativo, comunicación no sexista y lenguaje incluyente.
     
    RECONOCIMIENTOS
     
    El trabajo de CODENSA y EMGESA en este tema ha sido reconocido en distintas ocasiones por entidades como el Ministerio de Trabajo y la consultora Aequales y el Colegio de Estudios Superiores de Administración (CESA), las cuales resaltaron que las prácticas implementadas al interior de las Empresas impactan de manera real y positiva en la calidad de vida de los empleados, para lo cual existe un compromiso en todos los niveles de la organización, con énfasis en la alta gerencia, para apoyar los programas e iniciativas y convertir el concepto de equidad en un eje importante de la estrategia general de las Compañías.
    CODENSA y EMGESA recibieron el año pasado el Sello de Equidad – Equipares, otorgado por el Ministerio de Trabajo, que las certifica como las primeras compañías del sector eléctrico con un claro eje estratégico en el desarrollo de prácticas de equidad laboral que buscan asegurar que hombres y mujeres tengan acceso a las mismas oportunidades.
     
    Otro reconocimiento a esta labor es haber sido seleccionadas dentro de las diez empresas más incluyentes en el país en el primer ranking en equidad de género corporativo realizado en Colombia. La clasificación fue adelantada por la consultora Aequales y el CESA.
     
     
  • Colombia adelanta acuerdo con Ecuador para Interconexión eléctrica

    - El acuerdo colombo – ecuatoriano permite que las redes locales de distribución eléctrica se puedan conectar al sistema interconectado nacional del vecino país, ampliando la cobertura del servicio de energía eléctrica

    - En 2016 se realizará la entrega de dos proyectos que beneficiarán con el servicio de energía eléctrica a más de 1.900 habitantes en zonas rurales de las poblaciones de Ricaurte  e Ipiales, en el departamento de Nariño.

    - El pasado 25 de febrero se inauguró la interconexión eléctrica binacional entre Puerto El Carmen (Ecuador) y Puerto Ospina, Putumayo (Colombia), obra que beneficia a más de 1.100 familias con energía eléctrica 24 horas al día.

     
    Ministro IeCon una inversión que supera los $7.500 mil millones y gracias a los acuerdos de interconexión eléctrica binacional entre Colombia y Ecuador, más de 1.900 habitantes en zonas rurales de Ipiales, y Ricaurte, Nariño, podrán acceder al servicio de energía eléctrica.
     
    “Los acuerdos de integración del mercado eléctrico con los vecinos de la región nos permiten complementar las opciones que tenemos para prestar el servicio de energía. Seguiremos trabajando en nuestro objetivo de ampliar la cobertura para lograr que al finalizar este cuatrienio 173 mil nuevas familias tengan en sus hogares este servicio y con ello mejore su calidad de vida”, afirmó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada.
     
    Las obras de infraestructura se realizarán en territorio colombiano y serán financiadas con recursos provenientes del Fondo para la Energización de las Zonas No Interconectadas – FAZNI. Sin embargo, gracias al proceso de integración del mercado eléctrico regional, se posibilita la ampliación en la prestación del servicio con la conexión de las redes de distribución colombiana al sistema interconectado de Ecuador.
     
    Los proyectos
     
     Con la construcción de las redes de distribución eléctrica para interconexión colombo – ecuatoriana se iluminará:
     
    1.    Interconexión eléctrica: Lagoagrio (Ecuador) al corregimiento Jardines de Sucumbíos (Ipiales, Nariño)
     
    -       Beneficiados: 738 habitantes
     
    -       Área: 5 veredas del corregimiento (Frontera el Amarradero, Santa Rosa, Ranchería, San José los Pinos y el Diviso).
     
    -       Fecha de energización de la zona: octubre de 2016
     
    2.    Interconexión eléctrica: desde El Pailón (Ecuador) al municipio de Ricaurte (Nariño)
     
    -       Beneficiados: 1.200  habitantes
     
    -       Área: 8 veredas (Puente Piedra, Piguantiz, Andalucía, Angostura, El Hojal, Chicandina, Nulpe Alto y Quemby)
     
    -       Fecha de energización de la zona: septiembre de 2016
     
     Cabe destacar que en febrero de este año, en Puerto Ospina (Putumayo) fue inaugurada la primera interconexión eléctrica que abastece de energía 24 horas al día a una población colombiana que se conecta al sistema interconectado del vecino país.
     
    Este logro ha permitido beneficiar a más de 1.100 familias en esta región del país, una población que años atrás disfrutaba del servicio con una planta eléctrica que funcionaba con combustibles líquidos y tan sólo 5 horas al día.
     
     
    MME
  • Colombia Avanzo en el ranking global de energía

    “Subir ocho puestos en el ranking mundial es el resultado de un trabajo permanente de Colombia por conseguir un sistema energético más limpio y seguro, pero sobre todo, que llegue a más personas”, destacó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González.
     
    Energia EficiJoan MacNaughton, Presidenta Ejecutiva del World Energy Trilemma del Consejo Mundial de Energía, entregó hoy en Cartagena un adelanto de la posición de Colombia en el ranking anual del Trilema Energético Mundial y reveló que el país subió 8 puestos, pasando del puesto 24 en el 2013 al puesto 16 en el 2014.

    El Índice del Trilema Energético del Consejo Mundial de Energía es un informe que se publica anualmente midiendo el desempeño de 129 países en torno a los tres pilares del trilema: seguridad en el suministro energético, acceso universal a la energía y la sostenibilidad ambiental.  Este año el informe será publicado el 24 de noviembre en Washington DC.

    En el ranking del 2014, Colombia avanza 8 puestos en relación a los otros países, moviéndose a la posición número 16 en términos globales de sostenibilidad de su sistema energético. El año pasado Colombia estuvo rankeado en el puesto 24 y recibió la calificación AAC, gracias a que el país se desempeñaba particularmente bien en seguridad energética donde ocupaba el quinto puesto y en sostenibilidad ambiental donde ocupaba el cuarto lugar. En el informe del 2014 la posición de Colombia sube considerablemente gracias a su esfuerzo en acceso a la energía, donde paso del puesto 85 al puesto numeró 63, manteniendo en el 2014 su posición en seguridad energética y sostenibilidad ambiental.

    Hoy durante el anuncio de la nueva posición de Colombia en el ranking, que se hizo en la apertura de la cumbre del Trilema Energético en Cartagena, Joan MacNaughton, Presidenta Ejecutiva del estudio del World Energy Trilemma afirmó:

    “Felicito a Colombia en su continuo progreso al enfrentar los desafíos del trilema y lograr moverse al lugar 16 del ranking. El país demuestra lo que se puede lograr gracias a políticas bien concebidas y ejecutadas. Estoy encantada de que países como Colombia estén encontrando en el trilema una herramienta útil para construir políticas energéticas sostenibles”.

    El Ministro de Minas y Energía de Colombia, Tomás González Estrada, afirmó: “Subir ocho puestos en el ranking mundial es el resultado de un trabajo permanente de Colombia por conseguir un sistema energético más limpio y seguro, pero sobre todo, que llegue a más personas. Queremos seguir avanzando en cobertura para que todas las familias en el país tengan acceso a energía eléctrica y así mejoren su calidad de vida e incrementen sus oportunidades de desarrollo.”

    El Ministro González estará mañana jueves 23 de octubre reunido en Cartagena con más de 20 ministros y 100 líderes empresariales internacionales, en presencia del Presidente Juan Manuel Santos, en la Cumbre Mundial de Líderes Energéticos que organiza el Consejo Mundial de Energía con el apoyo de COCME, el comité colombiano del Consejo.

    El informe completo del Ranking Mundial del Trilema Energético será publicado el próximo 24 de noviembre en Washington DC.

    Este boletín de prensa fue elaborado en coordinación con el World Energy Council (WEC).

     
     
  • Colombia Liderará la iniciativa SINEA para Interconexión eléctrica con Chile

    Los ministros de Energía de los países de la región dieron la bienvenida a Colombia como coordinador para 2016 de la iniciativa SINEA que busca interconectar al país con Chile pasando por Ecuador y Perú.
     
    “La integración energética significa menores tarifas para la región y mayor competitividad”: MinMinas
     
    Mme InterconexionAsí lo anunció el Ministro de Minas y Energía Tomás González Estrada, en el Consejo de Ministros del Sistema de Interconexión Eléctrica Andina -SINEA, donde se reunieron los ministros de Energía de Bolivia, Chile, Ecuador, Perú y Colombia para revisar avances en el proceso de integración y consolidación de un mercado eléctrico regional, que implica la construcción de 1.900 Kms de líneas eléctricas y US $1.500 millones de inversión. 
     
    “Debemos tener una regulación y operación armonizada, un solo sistema que pueda beneficiar económica, social y técnicamente a todos los países de la región (…) la prioridad es trabajar en lo regulatorio para lograr acuerdos y seguir con este gran proyecto, cuyo valor positivo es de por lo menos US $800 millones de dólares en caso de integración”, afirmó el jefe de la cartera colombiana, en su intervención en el Consejo.
     
    Sobre los retos en esta materia es importante contar con una regulación que materialice la demanda y haga viable la estructura para comercializar energía. Los temas que se revisarán y se priorizarán serán los siguientes:
    Funcionamiento del mercado de corto plazo, con un tratamiento apropiado del re-despacho
    Manejo de las “Rentas de Congestión” de los enlaces de interconexión
    Conceptualización del “Tratamiento del Tránsito” de la energía
    “Cuando tengamos esos 3 elementos, lo demás será más fácil; podremos tener los contratos a largo plazo, y si hay demanda podemos tener financiación para infraestructura”, puntualizó González Estrada.
     
    El Ministerio de Minas y Energía expuso los avances de Colombia en infraestructura. “En nuestro caso los refuerzos están en curso. Estamos haciendo refuerzos para que a 2018 podamos aumentar en un 30% la capacidad de entregar energía a Ecuador; con la integración podremos triplicar la cantidad de energía que podemos entregar a ese país. Además, y para 2019 entrará el proyecto hidroeléctrico más grande que reforzará el sistema”
     
    También resaltó los cuatro elementos de fondo que componen la integración energética:
     
    La integración debe permitir desarrollar el potencial de los sistemas energéticos y ganar confiabilidad.
    Las tarifas más bajas en la región generarán más oportunidades y desarrollo económico.
    Con menores tarifas, los recursos de subsidios podrán ir a inversiones sociales (, el número de personas que no tienen acceso a energía es similar a la población de Perú.)
    En los proyectos de integración energética con los vecinos, la sensatez energética debe primar.
    Avances Colombia Ecuador
     
    Colombia se encuentra reforzando su red actual, para poder potenciar la actual interconexión eléctrica con Ecuador (4x230 kV Jamondino–Pomasqui). Por parte de Colombia, se encuentra en ejecución las obras de transmisión del sistema de transmisión nacional en la zona suroccidental, como por ejemplo en Quimbo (noviembre 2015), refuerzo suroccidental (septiembre de 2018), segundo circuito Betania–Mirolindo de 230 kV (septiembre de 2015) e Ituango (agosto de 2018), entre otros.
     
    Declaración de Santiago
     
    Los ministros de Energía de la Iniciativa de Interconexión Eléctrica Andina acordaron:
    Reafirmar la voluntad de los países para dar continuidad, profundizar gradualmente e impulsa la iniciativa.
    Valorar las conclusiones preliminares derivadas de los estudios de armonización regulatoria.
    Reafirmar y continuar avanzando en aspectos de regulación e infraestructura.
    Reconocer los avances de los países firmantes en el cumplimiento de la hoja de ruta de la integración.
    Renovar el agradecimiento al Banco Interamericano de Desarrollo por el apoyo brindado al proceso.
    Efectuar una vez al año la reunión del Consejo de Ministros de SINEA.
    Agradecer a Chile el impulso al proceso en el marco de la iniciativa SINEA  en 2015 y dar la bienvenida a Colombia como coordinador del año venidero
     
    MME- paisminero.co
    .
     
  • Colombia tiene uno de los 20 sistemas energéticos más competitivos del mundo según el Ranking mundial del World Energy Council (WEC)

    ·         Anualmente el World Energy Council, en asocio con la firma Oliver Wyman –subsidiaria de Marsh & McLennan Companies, publica el informe de la competitividad de los sistemas energéticos del mundo. (consultar el informe completo)

     ·         Este informe califica anualmente el rendimiento y los atributos de los sistemas energéticos de 129 países del mundo, basándose en tres criterios: Sostenibilidad, Equidad y Seguridad.

     ·         En el 2014, el sistema energético de Colombia:

    o   Avanzó 8 puestos en la calificación general (pasó del puesto 24 al 16)

    o   Es el 5 sistema energético más seguro del mundo

    o   Es el 4 sistema energético más sostenible del mundo

    o   Avanzó 22 puestos en la calificación de equidadDel 2013 al 2014 Colombia ascendió 8 puestos dentro del ranking mundial del WEC (un mayor crecimiento respecto del 2012 – 2013) posicionándose en el décimo sexto lugar del ranking mundial y en el primer puesto del grupo III, conformado por los países cuyo PIB per cápita está entre US$6,000 y US$14,300. Según el informe “en América Latina, Colombia fortalece su posición global en el índice, por los impactos sobre la seguridad energética y la sostenibilidad de la energía hidroeléctrica”.

    HidroelectricasEl buen desempeño de Colombia en materia de seguridad energética está impulsado en gran medida por la producción de energía para exportación y consumo nacional; así como su estrategia favorable y confiable para el manejo de las reservas. Asimismo, en materia de sostenibilidad, el sistema eléctrico de Colombia es uno de los mejores del mundo por la utilización de las energías renovables, las bajas emisiones y las mayores tasas de electrificación.

    La equidad energética es el desafío más grande de Colombia para consolidar el sistema de energía nacional como uno de clase mundial. Conscientes de eso, en el último año el sector ha tenido avances como precios más bajos de la gasolina, precios de la electricidad estables y una mejor percepción de calidad de la red eléctrica; por lo cual el país avanzó 23 puestos en esta materia.

    La presidente de ACOLGEN, Ángela Montoya Holguín aseguró que “el sector energético de Colombia se ha convertido en un modelo a seguir en otros países de América y el mundo, y estos estudios validan la competitividad, eficiencia y sostenibilidad de nuestro sistema”. Adicionalmente, puntualizó “con las inversiones que se están haciendo, por el orden de los 10 mil millones de dólares, estamos trabajando en el fortalecimiento de este sector que es vital y transversal para el desarrollo económico y social de Colombia”.

    En el caso colombiano, el WEC destaca el grado de estabilidad que ha llevado a una reducción de costos, mejoras en la eficiencia del sector y fiabilidad de los servicios, y una mayor competitividad de las empresas en los mercados nacionales e internacionales. Así como uno de los países de Latinoamérica que más ha evolucionado en los mercados de capitales.

    Por último, el WEC da unas recomendaciones a Colombia para el diseño de la política pública energética con el fin de que el sistema siga fortaleciendo su competitividad: 

    1.    Garantizar el desarrollo continuo del sector de la minería y la energía como uno de los principales motores del crecimiento económico y el desarrollo social.

    2.    Promoción de la eficiencia energética en la demanda de energía y la consolidación de una cultura para el uso sostenible de los recursos naturales.

    3.    Fortalecimiento de la participación de los diferentes actores en las fases de desarrollo de la industria.

    4.    Aumento de la exploración de gas natural.

    5.    Desarrollo e implementación de sistemas de transporte público eficientes.

    6.    Asegurar la expansión de la capacidad de generación de electricidad.

    7.    Fortalecimiento de las garantías y las oportunidades de inversión en el país, e impulso a la inversión en ciencia y tecnología en el sector energético.

    Acerca de ACOLGEN

    La Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, ACOLGEN, es una organización gremial conformada por 19 empresas de generación de energía eléctrica, que en conjunto representan el 91% de capacidad eléctrica instalada en Colombia.

    Sobre el Consejo Mundial de la Energía WEC

    El Consejo Mundial de la Energía (WEC World Energy Conuncil) lleva casi un siglo conduciendo el debate sobre la energía, sirviendo de guía para las ideas e impulsando acciones en todo el mundo para conseguir que todos puedan acceder a una energía sostenible y asequible. Se trata de la institución del sector de la energía acreditada por la ONU y la principal red imparcial, representando a más de 3000 organizaciones – tanto públicas como privadas – en casi 100 países.

    El WEC informa y sirve de guía a las estrategias del sector de la energía a nivel internacional, nacional y regional mediante la organización de eventos de alto nivel, la publicación de estudios y el fomento de la colaboración entre los miembros de su extensa red para facilitar un diálogo que permita crear políticas energéticas. La labor independiente e inclusiva del WEC alcanza a todas las naciones y todo el espectro energético: desde los combustibles fósiles hasta las fuentes de energía renovables

    El Ranking Trilema Energético está elaborado por el Consejo Mundial de Energía (WEC) en asociación con la gestión global consultora Oliver Wyma, una subsidiaria de Marsh & McLennan Companies. El Índice ofrece un ranking comparativo de 129 países.

    La WEC ha desarrollado el concepto del ‘Trilema energético’, para afrontar el triple desafío actual de obtener energía de una forma segura, asequible y respetuosa con el medio ambiente.

     

    PAISMINERO.CO

     

  • Colombia: Gas natural, la esperanza de Canacol Energy

    Campo Rancho Hermosos CanacolCampo Rancho Hermosos CanacolCanacol energy dio a conocer sus resultados para el tercer trimestre fiscal de 2015. El CEO de la compañía, Charle Gamba, afirmó que continúan con el foco en sus activos de gas natural en Colombia debido a los débiles precios internacionales de crudo. Los ingresos operacionales de la empresa alcanzaron los US$ 26.43 millones, un 52.51% menos frente a los US$ 55.65 millones registrados durante el tercer trimestre fiscal de 2014. La disminución es explicada por la disminución de los precios internacionales de crudo y la producción de crudo, la cual cayó un 9.83% de 8.26 Mbbl/d en el tercer trimestre fiscal de 2014 a 7.45 Mbbl/d en el mismo periodo de 2015.
     
    Por otro lado, los costos de ventas disminuyeron en 42%, al pasar de US$ 16.79 millones en el primer trimestre fiscal de 2014 a US$ 11.81 millones en el mismo periodo de 2015. A pesar de la disminución, porcentualmente los costos de ventas representaron el 30.16% y 44.67% de las ventas para el tercer trimestre fiscal de 2014 y el mismo periodo de 2015 respectivamente. El EBITDA para el tercer trimestre de 2015 fue US$ -28.92 millones, -176.35% en comparación con el mismo periodo de 2014, en donde fue de US$ 37.88 millones. Los gastos de intereses también tuvieron un aumento considerable durante el tercer trimestre fiscal de 2015 frente al mismo periodo de 2014 de 103%, afectando la utilidad neta durante el último periodo fiscal al terminar en US$ -15.64 millones, -180.45% frente a la utilidad durante el tercer trimestre fiscal de 2014 que fue de US$ 19.44 millones. Es importante resaltar que Canacol hizo una depreciación del campo Rancho Hermoso por US$ 106.75 millones en el periodo 4Q-2013 (abril a junio de 2013 en año calendario) y por US$ 27.4 millones en el periodo 2Q-2015 (octubre a diciembre de 2014) debido respectivamente al incremento en los costos de extracción y la disminución de los precios internacionales de petróleo.
     
    Con respecto al balance, la deuda de largo plazo tuvo un aumento de 22.10% y la de corto plazo de 214% entre los periodos mencionados anteriormente (3Q2014 VS 3Q2015), el nivel de endeudamiento de la compañía tuvo un leve aumento al pasar de un 37% a un 38%, para los periodos del tercer trimestre fiscal de 2014 y 2015 respectivamente. Lo anterior explicado por el también aumento del patrimonio, impulsado por las capitalizaciones de los activos de exploración (campos cuenca Bajo Magdalena) y adquisiciones de los activos de petróleo y gas por la compañía. Entre las adquisiciones esta la participación de 10% sobre el campo LLA-23 por US$ 40 millones.
     
    Por otra parte, la relación Deuda/EBITDA pasó de 1.06x en el tercer trimestre fiscal de 2014 a 9x en el mismo periodo de 2015, explicado por el aumento de la deuda y la disminución del EBITDA mencionados anteriormente, lo cual puede poner presión en las garantías financieras de sus préstamos bancarios. Finalmente a pesar de la crisis coyuntural del sector de petróleo y gas en el mundo, la compañía al finalizar el tercer trimestre fiscal de 2015 logró una producción consolidada de 10.95 Mboe/d, 0.52% mayor a los 10.89 Mboe/d registrados durante el mismo periodo de 2014. Lo anterior a pesar de la disminución en la producción de crudo mencionada anteriormente, la cual fue compensada por el aumento de 33% en la producción de gas al pasar de 2.63 Mboe/d a 3.5 Mboe/d. La producción de gas natural proviene de los campos Nelson y Palmer y se espera que la producción aumente a 11.404 Mboe/d a comienzos de diciembre del presente año.
     
     
    Fuente: Bitlam
     
     
     
  • Comunidades destacan beneficios de acceso a la energía en Nariño

    Fotipse1(1)En el marco de las jornadas regionales que inició el Gobierno Nacional con el objetivo de revisar y adelantar su gestión, el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) llegó hasta el municipio de El Charco, donde se encontró con autoridades y comunidades que destacaron los beneficios colaterales que reciben las regiones cuando tienen acceso al servicio de energía eléctrica.
     
    El Director del IPSE, Gerardo Cañas visitó las obras realizadas para el mejoramiento de la prestación del servicio e informó a los habitantes de la región sobre las inversiones realizadas por el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Minas y Energía, en el litoral pacífico colombiano.
     
    “El Ministerio asignó recursos del  Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI) al municipio de El Charco  por $2.026 millones, gestión que ha mejorado la continuidad del servicio en ese municipio. Otras localidades como Iscuandé, La Tola, Francisco Pizarro, Olaya Herrera y Mosquera se han beneficiado con estos recursos”, dijo el funcionario.
     
    A su vez, las autoridades locales y representantes de la comunidad y de la Universidad de Nariño, señalaron el efecto positivo que les dejó el acceso al servicio de energía, toda vez que favoreció la viabilización de obras sociales, de salud y educación como el Centro de Educación Regional Superior, el Centro de Atención y Reparación de Víctimas y el hospital local.
     
    Es la manera como el Gobierno Nacional genera equidad en el país, destacó Cañas quien agregó que fueron invertidos recursos por $18.047 millones en la region para el mejoramiento de plantas, redes y subestaciones, con lo que fue posible aumentar el servicio a las 24 horas en los municipios costeros y beneficiando a 38.546 habitantes.
     
    ·         En una visita del IPSE, autoridades locales y habitantes del municipio El Charco manifestaron su satisfacción al encontrar viables obras de tipo social, educativo y de salud gracias a la prestación del servicio de energía eléctrica.
     
    ·         El MinMinas asignó recursos a El Charco  por $2.026 millones con el fin de mejorar la continuidad del servicio, mientras que el Gobierno regional señaló que las inversiones para mejoramiento de plantas, redes y subestaciones ascendieron a los $18.047 millones, beneficiando a  38.546 habitantes.
     
     
    paisminero.co
  • Con $100.000 millones, Findeter apoyará las energías renovables

    Renovables 2012Bogotá - El cambio climático es un realidad que el país ya está enfrentando. Para mitigar los efectos que dejará la variación natural, las energías limpias son un respaldo fundamental, por lo cual Findeter anunció que tiene $100.000 millones para apoyar proyectos de energía renovable.
     
    La iniciativa busca evitar billonarias pérdidas, pues un estudio reciente del BID y el DNP reveló que, durante estos próximos cuatro años, el impacto de este fenómeno en el país sería de $8 billones, que es lo mismo que el presupuesto para el sector transporte, y dos veces el valor del programa de las 100.000 viviendas gratis. 
     
    Esta iniciativa de la financiera ofrece créditos a ocho año, con dos de gracia,  y con tasas de interés del DTF más 1,9% o al IPC más 4%, de acuerdo con las necesidades de quien pida el dinero. Adicionalmente, la directora de responsabilidad social y ambiental de Findeter, Jessica Jacob, indicó que estos préstamos están abiertos para toda clase de proyectos. 
     
    “No cerramos el proyecto a nadie. Pueden presentarse iniciativas tanto del sector público, como del privado. Estamos recibiendo iniciativas tanto de municipios en los lugares más recóndito del país, hasta de un actor privado que, por ejemplo, quiera tener un proyecto de paneles solares en sitios como la Guajira”, explicó.
     
    En cuanto a los proyectos que han aplicado, Jacob aseguró que actualmente están estudiando entre 70 y 100 iniciativas de todo tipo y aseguró que, aunque no hay límite establecido para la cantidad de dinero que puede pedir cada uno de los proyectos, la intención de Findeter no es conceder todos los recursos a una sola iniciativa de energías renovables. Por tal motivo, la directora de responsabilidad social y ambiental de Findeter aseguró que lo ideal es que los proyectos pidan un máximo de $25.000 millones.
     
    Otra de las ventajas de estos créditos, según Jacob, es que financian absolutamente todo el proyecto para un sector que aún es muy riesgoso. “Con nuestro créditos se financian todas las etapas del proyecto. Desde el estudio, hasta la implementación y procesos, la tecnología de monitoreo, todo. Eso es interesante para un sector que apenas está arrancando y que muchas veces tiene problemas de acceso al crédito, porque en estas iniciativas es difícil saber, a ciencia cierta, desde el principio, si funcionarán o no”.
     
    En esta iniciativa, Findeter está trabajando de la mano del Ministerio de Minas y Energía, la  Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), la Universidad Nacional y el Ministerio de Medio Ambiente, y está actuando de la mano de la banca de primer piso en todo lo relacionado con la gestión del riesgo de los créditos.
     
    La ley que genera oportunidades
    De acuerdo con Jacob, la base de este proyecto de financiamiento está en la reciente Ley 1715 de 2014, que regulará la integración de las energías renovables no convencionales al sistema energético nacional, que fue sancionada por el Presidente Juan Manuel Santos el 13 de mayo de este año, en Cartagena. 
     
    A partir de esta nueva legislación, proyectos como el de financiación que está impulsando Findeter serán cada vez más comunes, ya que la nueva norma  estableció que se creará el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía para financiar programas de eficiencia energética. 
     
    Para el exministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, “Colombia tiene un gran potencial en energías limpias, y lo que queremos aprovechar con la ley 1715 es promover la eficiencia energética del país”. 
     
    Adicionalmente, esta ley pretende incentivar los proyectos que permitan generar energías no convencionales, y con esto, el Gobierno espera sustituir progresivamente la generación con diésel en las Zonas No Interconectadas, para reducir los costos de la prestación del servicio y bajar las emisiones de gases de invernadero.
     
    Inicialmente era para bombillas LED
    Cuando Findeter comenzó esta iniciativa a principios de agosto, su objetivo original era financiar el cambio de iluminación pública de varios municipios de país, para que se volvieran más eficientes con bombillas LED, lo que podría reducir hasta en 60% el consumo de energía. Sin embargo, gracias a la intervención del Ministerio de Minas, el foco del proyecto dejó de estar únicamente en la iluminación pública.  “Nuestros recursos iban a ser enfocados a la eficiencia en iluminación pública. Pero como trabajamos con el Ministerio de Minas, ampliamos y esta obra ahora apoya a casi cualquier proyecto de energía renovable”, explicó Jacob.
     
    Las Opiniones:
    Jessica Jacob
    Dir. de Responsabilidad Social y Ambiental de Findeter
    “No cerramos el proyecto a nadie. Pueden presentarse iniciativas tanto del sector público, como del privado”.
     
    Amylkar Acosta
    Exministro de Minas y Energía
    “Colombia tiene un gran potencial en energías limpias, y lo que queremos con la ley 1715 es promoverlas”.
     
     
    Fuente: Larepublica.co / Mario Chaves Restrepo
     
     
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  • Con Hidrosogamoso, Isagen va por $2,7 billones en ingresos

    Luis Fernado Rico Isagen1Medellín_Con la central hidroeléctrica Sogamoso en plena operación, no solo se concreta un proyecto identificado hace 40 años en el occidente de Santander, se potencia el desarrollo económico de esa región y se entregan 5.050 gigavatios de electricidad adicionales para cubrir la demanda del país.
     
    También se parte en dos la historia de Isagén. Concluye la inversión individual más alta de su historia, 4,3 billones de pesos, y suma a su capacidad instalada 820 megavatios con la cuarta central más grande de Colombia, después de San Carlos (también de Isagén), Guavio (Emgesa) y Chivor (AES Chivor). 
     
    Así mismo, la empresa tendrá un crecimiento extraordinario en sus resultados financieros con un incremento proyectado de 12% en sus ingresos operacionales, frente al cierre de 2014. De hecho, el gerente de la empresa, Luis Fernando Rico, reveló a este diario que está presupuestado lograr los $2,7 billones en ingresos para 2015. 
     
    Aún más relevante para la sostenibilidad, de la que pasa a ser la segunda generadora de electricidad del país, es que se prevé un crecimiento del 66 por ciento en la utilidad operativa y el flujo operativo de caja (Ebitda). En esas condiciones, la utilidad neta se incrementaría en un 6% al cierre de 2015, frente a este año. 
     
    Ahora habrá que esperar si el Gobierno reactiva el proceso de privatización del 57,61 por ciento que tiene la Nación en Isagén, lo que ya se rumora puede ocurrir en febrero de 2015 (ver Antecedentes). 
     
    Entre tanto, Rico habló en exclusiva con El Colombiano sobre Hidrosogamoso, sus pendientes, otros proyectos que están en camino y el futuro de la compañía que cumplirá 20 años en 2015, tras haberse escindido de ISA: 
     
    ¿Se pueden abaratar las tarifas de energía a usuarios finales del país por la entrada de Sogamoso? 
    Sin duda alguna tiene un impacto favorable en los precios, al menos en las tarifas de mercado de corto plazo. Y en el mercado de largo plazo se irán paulatinamente estabilizando los precios, no es inmediato porque cerca del 80 por ciento de la demanda está contratada y los precios de esos contratos se han definido con anterioridad. 
     
    ¿Cuál es el impacto para esa región de Santander? 
    Hay posibilidad de desarrollar actividades económicas que refuerzan las actuales, particularmente, en turismo, coherente con lo alcanzado en últimos años por la región. En este momento se realiza el Plan de Ordenamiento del Embalse, que define cuáles actividades adicionales a la generación pueden plantearse en turismo, deportes náuticos, transporte, pesca y demás. 
     
    ¿Cuánto pagará Isagén por transferencias de ley de la central? 
    A precios de hoy son del orden de $20.000 millones que suman lo que ingresarán a las corporaciones autónomas regionales y a los nueve municipios del área de influencia: en la zona de embalse son Los Santos, Lebrija, Girón, Zapatoca, Betulia y San Vicente; y aguas abajo de la presa, se localizan Sabana de Torres, Puerto Wilches y Barrancabermeja. 
     
    Prendidas las tres unidades de generación, ¿qué queda pendiente? 
    Algunos temas que deben terminarse asociados al Plan de Manejo Ambiental, como son las vías sustitutivas que, si bien están en uso y son mejores que las anteriores, se están adelantando trabajos de estabilización de taludes para ya entregarlas a los respectivos dueños: el tramo Bucaramanga-Barranca, al Invías; a la Gobernación la vía a San Vicente; y algunos tramos de municipios, particularmente a Betulia. 
     
    Por noticias se aprecia que hay malestar en Santander, ¿a qué se compromete Isagén en ese tema? 
    Entendemos las inquietudes de la región, pero hay que tener claro que los corredores por los que se trazaron las vías sustitutivas debían ser lo más cercanos posible a las que reemplazan, porque no solo unen sus puntos extremos, sino que además prestan servicio a todos los vecinos de las mismas vías, como está previsto en la ley y quedó en las licencias ambientales. 
     
    Pero la geología no ayuda... 
    Es una geología complicada, pero se está haciendo un esfuerzo enorme de inversión y se buscó que las bancas de las vías quedaran cimentadas en roca. Eso requieren de un tiempo de estabilización y las lluvias de octubre y noviembre mostraron unos puntos críticos y, precisamente, en ellos se está trabajando en este momento. 
     
    ¿Para cuándo queda listo? 
    En el transcurso del primer trimestre de 2015 se concluirán las obras de estabilización, aunque ya están en servicio. Además Isagén dará una garantía de estabilidad de la vía por cinco años, más que duplicar la garantía normal que se da a estas infraestructuras, por lo que estaremos prestos a ayudar a la Gobernación y a la región, si se presenta algún problema. 
     
    ¿En qué falta invertir los $250.000 millones pendientes? 
    Además de esas vías, en los compromisos finales de contratos y la construcción de obras como un canal que une el río Sogamoso y la ciénaga El Llanito, que permitirá frenar el deterioro actual y que los pescadores no sufran en época de verano. 
     
    Con Sogamoso generando, ¿a cuántos ingresos espera llegar Isagén en 2015? 
    Nosotros tenemos un presupuesto del orden de $2,7 billones. Eso significa un aumento en los ingresos totales de 12%, pero a nivel de utilidad operativa y el Ebitda (flujo operativo de caja) se prevé un crecimiento muy importante del 66% para 2015. 
     
    ¿De cuánto es la deuda actual de Isagén y cuánto corresponde a este megaproyecto? 
    Del orden de $3,3 billones y $2,9 billones corresponden al proyecto. 
     
    ¿Se alista emisión de bonos para 2015 y mejorar el perfil de deuda tras esta inversión? 
    Es uno de los temas a mirar y optimizar la deuda, según las oportunidades que ofrece el mercado, aun cuando las condiciones que se consiguieron fueron buenas. Y si se puede sustituir mediante una emisión de bonos o créditos con tasas más favorables, haremos la tarea. 
     
    ¿Cañafisto será el próximo proyecto con que se mantenga la expansión de Isagén en su capacidad de generación? 
    De este mismo orden de magnitud de Sogamoso, sin duda, es Cañafisto (en Antioquia). Ya la información la tiene la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) para el respectivo licenciamiento. Seguiremos avanzando en el detalle del diseño del proyecto y así estar preparados para cuando el mercado requiera esa energía. Eso dependerá del comportamiento de la demanda y la definición de próximas subastas por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg). 
     
    ¿Cuál sería la capacidad instalada y costo de Cañafisto? 
    Son 968 megavatios y unos costos directos de $4,7 billones, a lo que habría que sumar los costos financieros durante la construcción, que se puede tomar de cinco a seis años. Cabe aclarar que ya están coordinados los trazados definitivos de los tramos de Autopistas de la Prosperidad y el nivel máximo del embalse para no tener ninguna interferencia. 
     
    ¿En qué van los proyectos de generación geotérmica en el Eje Cafetero y la frontera con Ecuador? 
    El que va más adelante es el de Caldas. Estamos esperando el pronunciamiento de la autoridad ambiental para poder realizar las perforaciones exploratorias en los sitios que ya se definieron. En el proyecto binacional con Ecuador se están haciendo los estudios iniciales para definir los sitios de perforación. 
     
    ¿El 2015 sí será el año de la internacionalización o habrá que esperar más y que baje la deuda? 
    Espero que sí y poder decirle al país que concretamos algo. Financieramente, 2015 tendrá unas condiciones más propicias, depende de los montos que se requieran. Se sigue explorando en Centroamérica, pero también en Chile y Perú. Hay que esperar dónde salta la liebre. 
     
    ¿De qué manera se afectó la operación de Isagén por el ruido levantado en torno a una eventual privatización? 
    El tema llegó cuando la empresa estaba terminando su plan de expansión y aparte del efecto que eso tuvo en el precio de la acción (con la suspensión, reactivación y aplazamiento del proceso), no tuvo ningún impacto en la operación y pudimos cumplir con las metas que teníamos para este año. 
     
    Con un 75% de probabilidad de fenómeno de El Niño, según el Ideam, ¿cuáles son las perspectivas para 2015 del sector eléctrico? 
    En definitiva, si El Niño aparece, el país esta más que preparado y los embalses están terminando en el agregado nacional en un promedio de 80% de su capacidad. Eso es una garantía de que podemos superar cualquier evento seco. Y la misma información del Ideam indica que si se presenta, será débil, por lo que se presentaría un verano un poco más seco de lo normal. 
     
    ¿Aún hay incertidumbres por el suministro de gas? 
    En el sector siguen las incertidumbres en ese sentido. Por eso 2015 será definitivo en dos cosas. Lo primero es que empieza a funcionar el gestor del mercado de gas, que permitirá eliminar las asimetrías de información entre la oferta (productores) y la demanda (generación térmica a gas), poder operar en subastas y agilizar las compras. El segundo elemento es que el Gobierno y la Creg están terminando de organizar el mercado del gas y las últimas medidas se tomarán el próximo año. 
     
    A propósito del retiro de Gutiérrez (Ecopetrol) y Alarcón (ISA), ¿nos debemos preparar para su retiro en 2015, luego de 37 años de vida laboral? 
    Por lo pronto no he tenido esa idea, ni he tomado una decisión al respecto y quiero seguir trabajando porque hay muchas cosas más por hacer. Pero, como siempre, estos cargos se encuentran a disposición de la junta directiva. 
     
    ¿Qué le pidió al Niño Dios para Isagén? 
    Poder seguir consolidando la empresa en ese propósito superior de generar energía inteligente y prosperidad para la sociedad, que ese fin no sea un discurso de presentación, sino una realidad. 
     
    Suponía que iba a responder pidiendo, por ejemplo, más seguridad para la central Amoyá (Tolima) o más lluvias ante El Niño... 
    Esos temas son partes de las cosas que deben afrontarse en el día a día. Tengo mucha fe en que este proceso de paz en que se encuentra el país nos traerá muy buenas noticias. 
     
    Fuente: ElColombiano - colprensa
  • Con normalidad avanzan las operaciones en El Quimbo

    De acuerdo con el reporte de Emgesa, la planta de energía opera sin inconvenientes. El Quimbo produce el 5 % de la energía que consume el país.
     
    El pasado domingo a la medianoche El Quimbo reinició sus operaciones tras después de 24 días de estar detenida por orden de un tribunal.
     
    “El balance es positivo, tanto en lo técnico como en lo ambiental, y las medidas preventivas tomadas por la empresa para iniciar la operación mostraron ser efectivas y no se presentaron impactos no previstos”, indicó la compañía en un comunicado.
     
    El Quimbo produce el 5 % de la energía que consume el país y su operación había sido suspendida por un fallo del Tribunal Administrativo del Huila alegando problemas ambientales al no haber sido completada la retirada de madera y biomasa del embalse antes de iniciar su llenado.
     
    Sin embargo, el presidente colombiano, Juan Manuel Santos, pidió varias veces a la justicia que autorizara la operación de la hidroeléctrica debido a la sequía causada por el fenómeno de ‘El Niño’, que ha reducido el nivel de ríos y embalses del país.
     
    Emgesa, que pertenece al grupo italiano Enel, destacó además que en este primer día de operaciones “no se registró mortandad en las piscícolas del embalse de Betania (Huila) como consecuencia de la operación de la central”.
     
    La compañía explicó que, para contribuir a “controlar los niveles de oxígeno del agua” que estuvo detenida durante días, se mantuvo la descarga de fondo en su máxima capacidad y en permanente operación, lo que “permitió que esta agua se mezclara con el agua turbinada, alcanzando niveles de oxígeno superiores a los valores considerados como admisibles por la legislación ambiental colombiana”.
     
    Pese a esto, en medios locales se registraron quejas de las comunidades por malos olores, algo que fue negado por la compañía.
     
    En dos de los cuatro puntos del trayecto del río Magdalena fue necesario suspender los monitoreos del agua pues pescadores de Puerto Seco, en Gigante (Huila), impidieron que se continuara tomando muestras.
     
    Este miércoles en Neiva, los ministros de Ambiente y de Minas y Energía darán una rueda de prensa, para hacer un balance de la operación.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / 
  • Crece en 30% la capacidad de energía eólica de China

    Energia EolicaHasta fines de junio, China contaba con 137 gigavatios de capacidad de energía eólica instalada. En la primera mitad del año, se añadieron 7,74 gigavatios, de acuerdo con la Administración Nacional de Energía (ANE).
     
    Beijing. La capacidad instalada de energía eólica en China aumentó 30% interanual a fines de junio gracias a los crecientes esfuerzos del gobierno para impulsar el uso de energía limpia, de acuerdo con datos oficiales publicados hoy.
     
    Hasta fines de junio, China contaba con 137 gigavatios de capacidad de energía eólica instalada. En la primera mitad del año, se añadieron 7,74 gigavatios, de acuerdo con la Administración Nacional de Energía (ANE).
     
    Sin embargo, el uso de la energía eólica disminuyó debido al desperdicio. El uso promedio de la energía eólica en el primer semestre fue de 917 horas, 85 menos que en el mismo periodo del año pasado, indicó la ANE.
     
    La administración indicó que 32.300 millones de kilovatios hora de energía eólica fueron desperdiciados, un incremento de 14.800 millones de kilovatios hora con respecto al año previo.
     
    China está promoviendo la energía no fósil, incluida la energía eólica, para dar poder a su economía de una manera más limpia y más sostenida. El gobierno tiene el objetivo de elevar para el año 2030 la proporción de energía no fósil en el consumo de energía a 20% con respecto al nivel actual de alrededor del 11%.
     
    La mezcla de energía de China está dominada actualmente por el carbón.
     
    Fuente: Americaeconomia.com
  • Créditos por $90.000 millones para proyectos energéticos en Colombia

    A través de dos nuevas líneas de crédito, Bancóldex busca financiar proyectos para optimizar el consumo de energía eléctrica o térmica y mejorar sus procesos.
     
    Eolica MarBancóldex anunció dos nuevas líneas de créditos por $90.000 millones con el propósito de brindar recursos a las empresas del sector energético – eléctrico para que se acojan a los estándares ambientales y buenas prácticas, los cuales son necesarios para aprovechar las oportunidades que ofrecen los Tratados de Libre Comercio suscritos por Colombia.
     
    Los créditos buscan financiar proyectos para optimizar el consumo de energía eléctrica o térmica, mejorar sus procesos, incrementar su productividad y prevenir o mitigar los efectos negativos de la actividad empresarial sobre el medio ambiente.
     
    El primer cupo de créditos por $45.000 millones financiará las inversiones en el diagnóstico e implementación de proyectos para el uso eficiente de la energía como: Iluminación, motores de alta eficiencia, refrigeración, acondicionamiento de aire, generación de vapor (calderas), sistemas de medición y control de energéticos, optimización de procesos de combustión, recuperación de calor residual y cogeneración. También son financiables proyectos de generación de energía eléctrica o térmica a partir de fuentes renovables como biomasa, solar, eólica, entre otras.
     
    El segundo cupo por otros $45.000 millones se destinará para el diseño, construcción, instalación y operación de sistemas de control y monitoreo del proceso productivo como proyectos de disminución en el uso de recursos no renovables, reducción o aprovechamiento de residuos líquidos, sólidos o emisiones atmosféricas y el mejoramiento de su calidad, entre otros.
     
    Según la directora de Inteligencia de Negocios de Bancóldex, Doris Arévalo, cada empresa podrá solicitar hasta $1.500 millones, para proyectos de eficiencia energética y energía renovable; y máximo $2.500 en inversiones bajo el cupo de crédito Desarrollo Sostenible. 
     
    Fuente: Dinero.com
  • Creg hará subasta para nuevas plantas de energía

    Para atender el consumo de electricidad que demandará Colombia entre los años 2018 y 2020 se buscan propuestas de generación limpias y más económicas.
     
    ElectrificadoraPara cubrir la demanda de energía que requerirá Colombia en los años 2018, 2019 y 2020, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) abrirá próximamente una convocatoria para hacer una subasta adicional del Cargo por Confiabilidad (CxC), con el fin de incentivar el desarrollo de nuevas plantas de generación eléctrica.
     
    El propósito es promover la entrada de nuevos proyectos que permitan un reemplazo progresivo de las unidades con costos elevados, como las que utilizan combustibles líquidos, por unas que logren subsanar esta situación en el mediano y corto plazo.
     
    “Estamos trabajando asiduamente para sacar esta subasta lo más rápido posible, porque queremos dar la señal hacia expansión con nuevas tecnologías de costos variables bajos”, dice Jorge Pinto Nolla, director ejecutivo de la Creg.
     
    Según los análisis hechos por este organismo de control, el consumo de electricidad registra un incremento del 4 y 5 por ciento anual, con tendencia a que continúe aumentando.
     
    De ahí que la Creg cada año revisa como va esa oferta para poder cubrir la demanda que tiende a ascender con el tiempo.
     
    “Este año hemos hecho esa evaluación y observamos que se requiere capacidad adicional para los años 18, 19 y 20. Entonces, pensamos sacar una convocatoria la cual está planteada en la resolución 109 que expidió el 30 de julio de este año la Creg, que puede ser a finales de este año o en los primeros meses del 2016”, indicó Pinto.
     
    En esta oportunidad el Gobierno va a reforzar el tema contractual, con el que se busca disponer de energías más baratas de las que ya existen, como el agua, y, por eso, en la subasta se dará la señal para que los costos variables de quienes se presenten sean los más bajos que se pueda.
     
    “Con esto pretendemos que se presenten tecnologías económicas, que puede ser el carbón, que tiene una buena oportunidad, así como las energías renovables no convencionales”, señala Pinto.
     
    Enfatiza además, que “como política, la Creg no privilegia ninguna tecnología sobre otra. Por tanto, estas compiten y la que sea de menor costo en la oferta será la que gane”.
     
    PUNTOS DE VISTA 
     
    María Luisa Chiappe, presidente ejecutiva de Asoenergía, el gremio que reúne a los consumidores de energía señala que “ojalá se haga una convocatoria de esta naturaleza. Sería totalmente bienvenida. Este gremio viene diciendo, desde hace tiempo, que es necesario producir energía a costos menores y que la confiabilidad del sistema sea respaldada con plantas que tengan precios bajos”.
     
    En cuanto a las tecnologías no convencionales, Chiappe dice que son recibidas con agrado, pero hasta donde tiene conocimiento son aún muy costosas; por eso considera que “la firmeza se va a terminar garantizando con generación a base de carbón, que es un producto que abunda en Colombia y ofrece la posibilidad de producir energía a costos económicos”.
     
    Entre tanto, para la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco), lo importante es que se haga un balance adecuado entre confiabilidad y eficiencia.
     
    “Lo que sugerimos es que se haga un análisis integral de todas las nuevas condiciones del mercado y las herramientas regulatorias existentes y nuevas, con el fin de determinar la matriz energética óptima para el país en función de los recursos existentes”, destaca Kathrine Simancas, directora de Energía y Gas en Andesco.
     
    Por su parte, Camilo Cañón, gerente general de Col Energy S.A.S, al respecto observa que “las inversiones en energía solar y eólica solo pueden ser comparables y aplicables en este momento en sistemas híbridos, donde se entregue el suministro de electricidad con diésel o con carbón, es decir, para zonas no interconectadas o en poblaciones pequeñas”.
     
    Desde el punto de vista técnico y financiero, Cañón estima que la biomasa puede ser la única energía alternativa que tenga alguna viabilidad y ser muy competitiva en Colombia, a mediana y gran escala, pero para su implementación se requieren políticas públicas y educación de los ciudadanos y organizaciones para la separación de los residuos orgánicos de los demás desperdicios.
     
    ¿CÓMO SE HARÁ?
     
    En el documento de la Creg ‘Propuestas para la entrada de nuevas plantas de generación y la asignación del cargo de confiabilidad para plantas existentes’ se indica que la subasta será en sobre cerrado, el precio máximo de oferta igual al valor del CxC actual, el costo variable de operación debe ser menor o igual al 80 por ciento del precio de escasez para poder participar. Del mismo modo, la cantidad de energía firme a comprar será determinada por la Creg y los generadores que salgan seleccionados tendrán Obligaciones de Energía Firme (OEF); esto es, que se comprometen a instalar plantas de generación para producir energía, incluso bajo condiciones críticas de abastecimiento y las unidades nuevas que se construyan tendrán el ingreso del CxC hasta por 20 años.
     
     
    Fuente: portafolio.co
  • Demanda de energía cayó 0,2% en 2016: XM

    Oficinas de XM en Medellin- Foto XMOficinas de XM en Medellin- Foto XMEl operador del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia, XM, reportó que durante 2016 en Colombia cayó la demanda de energía 0,2% en comparación con el año anterior. En 2015 esta había registrado un crecimiento de 4,2%.

    Este comportamiento se explica principalmente porque durante ocho meses consecutivos en Colombia no se ha presentado crecimiento de la demanda de energía.

    El gerente del Centro Nacional de Despacho de XM, Jaime Alejandro Zapata Uribe, había señalado recientemente que el decrecimiento registrado en los últimos meses, es en parte el resultado de las campañas de ahorro de energía que se aplicaron  durante el primer semestre del año pasado cuando se presentó la crisis energética en el país.

    Las tendencias de consumo eficiente que aplicaron los usuarios del servicio de energía permitió que el ahorro se mantuviera a lo largo de varios meses, incluso en diciembre.

    Análisis regional

    De acuerdo con las cifras de XM, en la Costa Caribe la demanda de energía en 2016 aumentó 1,5% en comparación con 2015 cuando había crecido 6,5%. En diciembre, para esta región se presentó una disminución de 3%, mientras que en el mismo mes de 2015 había crecido 11%,

    El informe de XM indica que las zonas de mayor decrecimiento en la demanda fueron Bogotá 2,3%; Santander 2% y Cali 1.9%.

    Para el total nacional, en diciembre de 2016 hubo una reducción de la demanda de energía del 3% con respecto al mismo mes de 2015. En diciembre del año anterior la variación fue de 5,7%. 

    Los mercados

    En el último mes del año pasado la demanda en el mercado regulado (consumo residencial y pequeños negocios) presentó un disminución de 2,7%, mientras que el mercado No Regulado (industria y comercio) tuvo una reducción de 3,6%.

    Las mayores reducciones para este periodo se presentaron en los sectores de electricidad, gas de ciudad y agua con 27%; comercio, reparación, restaurantes y hoteles con 7,3% y servicios sociales comunales y personales con 5,4%, en contraste la demanda con mayor crecimiento fue la de transporte almacenamiento y construcción con 6,5%.

    El reporte de la industria manufacturera es una reducción en la demanda energética de 4,1% en diciembre. Esta variación influyó en los resultados del mes ya que este sector tiene una participación del 43,6% de la demanda total.

     

    ElHeraldo.co

  • Demanda mundial del litio superará el 8% anual compuesto en los próximos 10 años

    Litio 38El crecimiento del desarrollo de las baterías de ion de litio y legislaciones de algunos países que favorecen la electrificación del transporte son algunas de las metatendencias identificadas como las impulsoras del boom que actualmente vive el litio.

    El mercado de las baterías está empujando la demanda mundial del litio y, por ende, la oferta de los distintos actores, lo que se ha traducido en un aumento de precios y en el interés de desarrollar nuevos proyectos en esta industria, señalaron diversos expertos durante el Foro del Litio 2017, realizado por TechnoPress.

    El crecimiento del desarrollo de las baterías de ion de litio, la comprobación de que pueden entregar una solución real al almacenamiento de energía, la baja en los costos de producción de estos elementos, la demanda de Asia y legislaciones de algunos países que favorecen la electrificación del transporte, son algunas de las metatendencias identificadas como las impulsoras del boom que actualmente vive el litio.

    Así lo expuso el consultor jefe de Sudamérica del CRU, Juan Esteban Fuentes, quien agregó que son los autos eléctricos, los híbridos eléctricos y los híbridos eléctricos enchufables los productos que concentran el consumo de litio, hoy en torno al 40% y que podría avanzar hasta representar tres cuartos de la producción hacia 2021.

    La demanda mundial del litio va a crecer un poco más del 8% anual compuesto en los próximos 10 años, llegando a superar las 400 mil toneladas de litio equivalente”, indicó Fuentes, precisando que actualmente el mercado está levemente superando las 200 mil toneladas.

    Dentro de este contexto, Chile perderá su lugar como primer productor de litio debido a la relevancia que ha tomado Australia con la puesta en marcha de dos proyectos. Por esto, para el año 2025 Australia quedará en primer puesto, seguido por China (con casi una veintena de iniciativas en busca del autoabastecimiento), Chile y Argentina.

    Fuentes estimó también que el precio del litio tendrá una baja a partir de 2018 producto de un superávit en torno a las 50 mil toneladas anuales en el mercado, para luego volver a una tendencia alcista a principios de 2019, por el reajuste de costos de los proyectos.

    Los precios van a bajar, pero para productores de bajo costo -salmueras particularmente- existe una oportunidad de negocio. Sin embargo, hay que enfocarse en los costos y tenerlos bajo control, de manera que los márgenes se mantengan en el tiempo”, señaló.

    Baterías consumirán el 75% del litio

    Estimaciones incluso más positivas entregó la gerente general de SignumBOX, Daniela Desormeaux, quien proyectó un crecimiento en la demanda promedio del litio del 12% por año y que las baterías pasarían a representar el 75% de su consumo en los próximos 20 años.

    Desormeaux señaló que los modelos de vehículos eléctricos en los que trabaja Tesla tienen baterías con 45 kilos de litio, mientras el bus de BYD, K9, implica un consumo de alrededor de 240 kilos de carbonato equivalente, a modo de ejemplo. “El impacto, en términos de magnitud de la electrificación del transporte es gigantesco comparado con el que tuvo el desarrollo de los dispositivos electrónicos como teléfonos y tablets”, añadió.

    Incluso, si la electrificación del transporte fracasara, SignumBOX estimó que la demanda de litio crecería del orden del 4 al 6% anual, a tasas mayores que el resto de los commodities.

    La especialista reconoció también que el riesgo de sustitución, los costos, la seguridad en baterías -producto para el que todavía no se encuentra fórmula óptima para que sea estable- y la importancia que irá adquiriendo el hidróxido de litio en el desarrollo de otras tecnologías son algunos factores de incertidumbre que se mantendrán en el mediano plazo.

    A esto se sumará la potencial reutilización de litio de las baterías usadas, ya que “con baterías con 240 kilos de litio, en modelo se deberá incorporar al reciclaje como una nueva fuente de suministro futura”.

    Fuente: Latinomineria.com


     


     

     

  • Diez tendencias para el sector Minero este año. El consumo de electricidad es uno de los grandes desafíos.

    Energias RenovablesEn medio de las preocupaciones por los bajos precios, el debilitamiento de la demanda de los minerales (por la desaceleración de China) y los conflictos sociales en torno a la actividad extractiva, Deloitte dio a conocer su reporte ‘Tendencias 2015’, con los diez principales desafíos que enfrentarán las mineras este año.
     
    El informe completo será presentado este jueves por la consultora y la Asociación Colombiana de Minería, sin embargo, el documento preliminar publicado en la página web de la empresa muestra que al rosario de dificultades que afectará al sector entró un nuevo jugador: el costo de la energía.
     
    Según Deloitte, el encarecimiento de este recurso fundamental para el desarrollo de la actividad minera ha pasado de pesar entre 10 y 15 por ciento en la estructura de costos de una mina, a significar el 30 por ciento del total de costos.
     
    En Colombia, esta cifra puede llegar hasta 35 por ciento, para una mina. La energía y los costos laborales son los que tienen más peso en el balance de gastos de las operaciones mineras en el país.
     
    De acuerdo con la firma analista, en un entorno en que las empresas deben cuidar sigilosamente sus costos, y reducirlos al máximo para lograr mayor rentabilidad, mirar la canasta energética es sumamente clave.
     
    “Con cada año que pasa, los costos de la energía en el sector minero se vuelven más prohibitivos. Aquí se incluyen los incremento en los costos del diésel debido a la declinación de la ley de los minerales y a las mayores distancias de acarreo, la construcción de líneas de transmisión de larga distancia para conectarse a las rejillas locales, el transporte de combustible a sitios de gran altitud y la instalación de sistemas de ventilación adecuados”, declaró Adriaan Davidse, director de innovación del sector minero, Deloitte Canadá.
     
    Una de las alternativas planteadas por el reporte es el uso de energías renovables cuyos costos de instalación se han reducido en un 50 por ciento durante la última década. Aunque la instalación de estos sistemas puede requerir una inversión más alta, la reducción de gastos en combustible va del 10 % al 40 %.
     
    DIEZ TENDENCIAS DEL SECTOR
     
    Más productividad: la coyuntura llevó a las mineras a adelantar planes de recorte de costos y aumento de producción.
     
    Innovación: más allá de cambios tecnológicos buscan transformar métodos de trabajo para ser más eficientes
     
    Energía: este reto implica productividad e innovación. 30 % de los costos operativos de las mineras son de energía.
     
    Proyectos: las firmas buscan proyectos más rentables, esto requiere, en algunos casos, recortes en exploración.
     
    Financiamiento: la mayoría de las mineras están teniendo malos días en las bolsas y tienen menor acceso a financiación.
     
    Reacomodo: las mineras júnior son las más vulnerables a aceptar ofertas de compra por debajo del valor estimado.
     
    Talento: para Deloitte, las empresas del sector minero no tienen la oferta de personal especializado que requieren.
     
    Inestabilidad: la incertidumbre frente a las decisiones de China sobre el carbón y el crecimiento de India implican un reto.
     
    Conflictos: con una menor caja las empresas tienen que enfrentar difíciles negociaciones con los grupos de interés.
     
    Gobierno: de acuerdo con Deloitte, ante los cierres de algunas mineras las autoridades están flexibilizando normas.
     
    Por Nohora Celedon - portafolio.co
     
  • Dinamarca bate el récord en producción de energía eólica

    Energia EolicaDinamarca ha vuelto a batir el récord supliendo un 42% de su demanda con energía eólica. Otro hito más para un país cuya historia de energías renovables es un ejemplo para toda Europa, si no todo el mundo.
     
    Aunque dos de los grandes parques eólicos del país están "desconectados", esto no ha impedido que Dinamarca se anote 2015 como el año que batió el récord produciendo energía renovable a base de viento. Con nada más y nada menos que un 42% de la energía producida en todo el país, el pasado año se tornó en algo digno de mención para Dinamarca. Un país que cuenta con una historia inusual en producción en energías renovables, especialmente en energía eólica.
     
    Batiendo récords en energía eólica
     
    Lo cierto es que esto no es nuevo para Dinamarca. El país ya batió el récord en 2014. Sin embargo, en 2015 han incrementado un 3% la producción con respecto al año pasado. Esto se debe en parte, según explican desde el ministerio, a que ha sido un año especialmente ventoso. Porque, además, lo han conseguido a pesar de no contar con la producción de dos de sus mayores parques eólicos. Aunque eso no es problema para los más de 2.400 parques eólicos disponibles en el país. Dinamarca es casa de las dos empresas que comenzaron a explotar la energía del viento. Así nos lo explica para Hipertextual Rubén Lijó, Ingeniero Eléctrico especializado en integración de energía eólica en red, quien nos cuenta cómo Bonus y Vestas fueron dichas compañías. "Vestas es ahora el mayor fabricante eólico del mundo, seguido de cerca por otras como Siemens, General Electric o la española Gamesa", comenta. "Dinamarca siempre ha sido un referente en este sector".
     
    Según explican desde el ministerio, actualmente Dinamarca está sobreproduciendo un 16% de energía gracias a sus parques eólicos. Esto les permite vender el excedente y comerciar con países vecinos. Para que nos hagamos una idea, las dos regiones danesas de Jutland y Funen produjeron durante el pasado año unas sesenta veces más energía que las que toda su población es capaz de consumir. El dos de septiembre, indican desde el ministerio, el país no necesitó encender ninguna central eléctrica, alimentándose solo de la producción de energía eólica y ciclos combinados. "Dinamarca necesita en torno a 3500 MW y tienen 5000 MW de potencia eólica instalada", explica Rubén, "Tienen una potencia eólica instalada sobredimensionada a propósito".
     
    ¿Por qué no el 100%?
     
    Por poner un ejemplo concreto, España no sería capaz de producir el mismo porcentaje de energía eólica que Dinamarca. "En España nos faltaría espacio si quisiéramos producir el 42% de nuestra demanda... pero no nos quedamos atrás con nuestro 23% para lo grande que es el sistema" explica Rubén mientras analiza la situación de Dinamarca. España es el cuarto país del mundo que más eólica produce, solo por detrás de China, Estados Unidos y Alemania que ya tenía tradición eólica, nos comenta el ingeniero. Pero claro, estamos hablando de producción neta y no de producción relativa. "La clave de Dinamarca es que tienen un sistema eléctrico relativamente pequeño por su pequeña población".
     
    El plan energético danés busca para 2050 que el 50% de su demanda energética se cubra con energía eólica, dejando las centrales convencionales fuera de la ecuación. "En esa línea, han apostado por la eólica desde hace décadas hasta tener en la actualidad la mayor penetración eólica (potencia eólica producida en relación a la potencia total del sistema eléctrico) del mundo" explica Rubén. Pero si son 1500 MW más de energía eólica, los que realmente son capaces de producir, ¿por qué no depender al 100% de la energía eólica?
     
    El resto del mix energético de Dinamarca está compuesto en la actualidad por centrales de combustibles fósiles, con la participación de solo el 5% en energía solar y otras renovables, e importaciones de países vecinos (fundamentalmente de las hidroeléctricas noruegas). La cuestión está en una energía que no siempre se puede producir, por cuestiones meteorológicas, y tampoco se puede almacenar. Inyectar a la red eléctrica supone que la energía debe estar siempre disponible según las necesidades de la red. "Hasta que se consigan gestionar adecuadamente las renovables que tengan participación en el sistema eléctrico de forma que no afecte la variabilidad del recurso a la disponibilidad de la energía" responde Rubén a la pregunta, "el objetivo 100% renovable seguirá siendo inasumible". Mientras tanto, Dinamarca nos acerca cada vez más a ese objetivo con su fuerte inversión en el sector de las renovables, innovadoras investigaciones en mejora de su rendimiento y gestionabilidad; una apuesta decidida por un cambio de modelo que tienda hacia la sostenibilidad.
     
     
    http://hipertextual.com/
  • Drummond obtuvo el primer lugar en la categoría Empresas Líderes en Prevención

    En la foto el Presidente de Colmena Vida y Riesgos Laborales, Rodrigo Paredes; el ganador del premio Ingenio; Miryan Dueñas, VP de Riesgos Laborales Colmena; José Guerra, director del departamento de Salud Ocupacional de Drummond, , ganadores del Premio Empresa Líder en Prevención de Riesgo; Rafael Genaro Herrera, VP comercial de Colmena Vida  y Riesgos  Laborales.

     CAM3302El premio que otorga COLMENA Vida y Riesgos Laborales busca reconocer a nivel nacional entre diferentes empresas, afiliadas y no afiliadas a esta Administradora de Riesgos Laborales, el esfuerzo y compromiso en el desarrollo de soluciones prácticas a los problemas que día a día se enfrentan con relación a los accidentes de trabajo, enfermedades laborales y su impacto en la productividad laboral.

    En la categoría Empresas Líderes en Prevención, el jurado externo a Colmena, compuesto por un equipo interdisciplinario de especialistas miembros de la Sociedad  Colombiana de Medicina del Trabajo, le otorgaron el primer lugar a Drummond Ltd. por los logros obtenidos con la implementación  del programa de “Excelencia operacional en higiene ocupacional para el control de la exposición ocupacional a Sílice”.

    “La metodología utilizada en la descripción del proyecto, los resultados obtenidos y el impacto positivo en el control de los riesgos laborales fueron los factores que hicieron que los miembros del jurado vieran en el programa de Drummond Ltd. una oportunidad que aporta positivamente a la salud de los trabajadores de la empresa”, señalaron las directivas de Colmena Vida y Riesgos Laborales.

    En ese sentido, la entidad indicó que a través de métodos de ingeniería pioneros en el país, como la migración del sistema de transporte de material estéril, la implementación de controles en la fuente como el Dust Buster, cañones de agua en los cortes de las palas y la humectación constante de vías, Drummond ha logrado la disminución de un 89% de Grupos de Exposición Similar (G.E.S.) expuestos a Sílice.

    “Este reconocimiento es el reflejo del compromiso de Drummond con el cuidado de la salud sus trabajadores, comunidades y el cuidado del medio ambiente. Hemos evolucionado las estrategias en Higiene y Seguridad Operacional para disminuir al máximo la incidencia de accidentes y enfermedades. El  premio nos impulsa a seguir avanzando en nuestros programas para que cada vez sean más efectivos e innovadores”, concluyó José Miguel Linares, presidente de Drummond Ltd.

    Por: paisminero.co / CP- Drummond

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  • Duke Energy comprará Piedmont Natural Gas por US$4.900 millones

    Foto Trabajador de Duke EnergyFoto Trabajador de Duke EnergyNUEVA YORK (EFE Dow Jones)— Duke Energy Corp anunció el lunes que ha alcanzado un acuerdo para comprar Piedmont Natural Gas Co por US$4.900 millones.
     
    Según los términos del acuerdo, los accionistas de Piedmont recibirán US$60 por cada título, lo que representa una prima de 40% respecto al precio de cierre de la acción el 23 de octubre.
     
    Además, Duke Energy asumirá una deuda de Piedmont de aproximadamente US$1.800 millones.
     
    La operación depende de la aprobación de los reguladores y de los accionistas de Piedmont y se espera poder completarla para finales del año próximo.
     
    Una vez concluida, Piedmont operará como filial empresarial de Duke Energy y conservará su nombre y su sede en Charlotte.
     
    Por EZEQUIEL MINAYA
     
    Fuente: WSJournal.com
  • E.ON se dividirá en dos compañías

    Eon OfficesFRÁNCFORT (EFE Dow Jones)--La eléctrica alemana E.ON SE. anunció a última hora del domingo que se dividirá en dos compañías, una de las cuales se centrará en el negocio de renovables y la otra, de nueva creación, en generación convencional. La medida pretende hacer frente a los rápidos cambios en el mercado energético y facilitar la valoración de los activos.
     
    E.ON anunció que la nueva y cotizada compañía agrupará los negocios de generación convencional de electricidad, trading de energía y exploración y producción, y que la mayor parte será escindida a accionistas de E.ON en 2016.
     
    La mayor eléctrica alemana por valor de mercado anunció que quiere limitar su negocio estratégico a las energías renovables, su red de distribución y soluciones a clientes.
     
    La división conferirá una clara distinción entre las carteras de negocio en base a su riesgo, ya que cada compañía atraerá a diferentes grupos de inversores, dijo E.ON.
     
    Las eléctricas europeas se han visto muy afectadas por el auge de la generación renovable, que tanto Alemania como otros gobiernos de la Unión Europea han subsidiado con entusiasmo con la esperanza de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Sin embargo, el resultante exceso de suministro eléctrico ha presionado a la baja los precios mayoristas de la electricidad, convirtiendo en no rentables las plantas de generación convencional.
     
    E.ON afirmó que la nueva compañía centrada en renovables se beneficiará de una volatilidad baja y podría acceder al potencial crecimiento derivado de la transformación del mercado energético. Mientras, sacará partido de su negocio de gas natural en Europa y Rusia y se centrará en garantizar la seguridad del suministro energético.
     
    “Estas dos misiones son tan fundamentalmente diferentes que el hecho de que haya dos empresas separadas y claramente centradas ofrece las mejores perspectivas de futuro”, aseguró el consejero delegado de E.ON, Johannes Teyssen.
     
    E.ON anunció que primero desconsolidará las filiales de la nueva compañía mediante la transmisión de una mayoría de su capital social a sus accionistas. La compañía planea vender el resto de acciones en el corto plazo.
     
    Además, confirmó la venta de sus activos en España y Portugal a la australiana Macquarie Group por 2.500 millones de euros y señaló que sigue evaluando la venta de sus activos en Italia. Los activos de exploración y producción del Mar del Norte están sometidos a una revisión estratégica.
     
    E.ON prevé que registrará pérdidas netas en 2014 porque en el cuarto trimestre hará frente a un cargo de unos 4.500 millones de euros por deterioro del valor de sus activos. De todos modos, mantiene sus proyecciones de Ebitda en entre 8.000 millones de euros y 8.600 millones de euros, y de beneficio neto subyacente de entre 1.500 millones de euros y 1.900 millones de euros.
     
    La compañía aseguró que el cambio en la estrategia no supondrá un recorte en su plantilla. La compañía centrada en renovables empleará a 40.000 personas y la nueva compañía a 20.000.
     
    Además, aumentará las inversiones en 2015 en 500 millones de euros desde los previamente planeados 4.300 millones de euros, que se utilizarán en concentrar sus activos de renovables en eólica y solar y en mejorar las redes de distribución en Europa y Turquía.
     
     
     
    Natalia Drozdiak
     
    WSJournal.com
  • Ecopetrol, Drummond y EPM son los reyes en ingresos

    Estados FinancierosBogotá- El sector minero-energético, considerado una de las locomotoras del crecimiento nacional, fue la única actividad que reportó índices negativos en 2014, al presentar una contracción de 0,2%, cifra considerable, ya que solo en 2013 había crecido 5,5%, y en 2011 había aportado 14,5%, según estadísticas del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane).
     
    Pese a este panorama, en los rubros de hidrocarburos, minas y energía hay empresas que lograron aumentar sus ingresos (aunque no sus utilidades) y se han ganado el título de reyes en facturación. Ellas son: Ecopetrol, en petróleo; Drummond, en minas; y EPM, en energía. 
     
    El logro es meritorio porque sumado a la contracción del sector en general, surgieron factores  que no ayudaron a mejorar la situación. 
     
    Uno de ellos fue la caída de los precios de los minerales , ya que en el período en el que el carbón, el oro y el níquel se cotizaban por lo alto, se iniciaron operaciones en varias minas nuevas en el mundo, particularmente en Australia e Indonesia, y las existentes ampliaron significativamente su producción, dando lugar a una sobreoferta, que junto con la demanda en caída de China y Estados Unidos (los mayores consumidores), llevó a disminuir los precios entre 40% y 50%.
     
    Esto ha dejado a las empresas de la industria extractiva en un lugar donde, si no aumentan su competitividad y disminuyen sus costos de producción, salen del mercado. 
     
    De hecho, según las últimas proyecciones de la Brújula Minera, 22% de las empresas del país disminuirán sus expansiones y 32% las reducirán, señalando, entre otros aspectos, que no sienten un gran apoyo del Gobierno, que los precios seguirán estando a la baja, y que hay grandes fallas de estabilidad jurídica, especialmente, por el continuo aumento de la tributación, lo que, para los expertos, ha llevado a que las grandes mineras hayan sentido una caída de la inversión extranjera y disminución de los giros de sus casas matrices. 
     
    Por otra parte, las empresas explican que la regalías e impuestos en Colombia son considerablemente altos al compararlos con los índices de la región, lo que frena la competitividad. 
     
    Prueba de esto es un estudio del exministro de Minas, Guillermo Perry, en el que señaló que en el caso del carbón, si una empresa produce más de tres millones de toneladas, paga 10% en regalías en el país, mientras que en Argentina se paga 3%, en Brasil  2%, en Chile entre 0,5% y 14% (dependiendo del volumen de ventas y no de producción) y en Perú de 1% a 12%.
     
    No obstante, dos de las empresas de las 2.000 que más facturaron el año pasado (y que además están dentro del grupo de las primeras 50 con mayores ingresos en 2014), pertenecen al sector minero. Estas son Drummond y Carbones del Cerrejón, ocupando los puestos 23 y 26, respectivamente. 
     
    Los ingresos operacionales de la primera  empresa fueron de $3,2 billones, con una variación negativa de 15,29%  en relación a 2013; mientras que los de la segunda fueron de $2,9 billones, presentando una variación negativa de 2,57%, respecto a 2013. 
     
    Después de que por cuatro años las petroleras gozaron de precios superiores a los US$100 por barril, 2014 fue un año agridulce ya que desde julio se empezó a ver cómo se desplomaban rápidamente los precios y no había manera de detenerlos. 
     
    Siendo así, y en solo seis meses, a las compañías de hidrocarburos les dejó de entrar la mitad de sus ingresos, por lo que las grandes ganancias que se habían tenido los primeros meses se borraron, dejando un último período de pérdidas. 
     
    Solo en  Ecopetrol, al cierre de 2014, la utilidad neta fue de $7,51 billones, 42,7% menos que en 2013. Aún así, sigue ocupando el puesto número uno en el escalafón de las 2.000 empresas con mayores ingresos en el país, seguida por Terpel, con $125.422 millones de utilidad, y una disminución de 24,4%, frente a 2013.
     
    Con este panorama, el plan de acción de las compañías fue empezar un programa de choque agresivo, basado en la reducción de costos, especialmente, en el rubro destinado a los programas de exploración. 
     
    Esta situación fue deteriorándose a medida que los precios seguían cayendo, llegando hasta US$40 por barril, en una casi paridad entre el WTI y el Brent, lo que evidenció un efecto negativo sobre la liquidez de las compañías petroleras. 
     
    Prueba de ello es que en los primeros cuatro meses de 2015 solo se perforaron nueve pozos exploratorios, lo que representó una caída de 82,6% frente al mismo período de 2014, cuando se habían perforado 52 pozos. En cuanto a la sísmica, se han ejecutado 800 kilómetros, una caída de 92%. 
     
    Así, durante el primer trimestre de 2015 el valor FOB de las exportaciones disminuyó 48%, versus el mismo período de 2014, mientras que el volumen aumentó 9,3% en línea con el desempeño de la producción, la cual las empresas han intentado mantener por encima del millón de barriles. 
     
    “Colombia ha logrado diversificar sus socios comerciales, en particular, entre 2010 y 2014, cuando la participación de China en las ventas de crudo colombiano aumentó de 5% a 23%; la de India, de 3% a 13%, y la de España, de 0,3% a 9%”, aún así, las petroleras siguen siendo líderes en materia empresarial, pesando 25% en la industria”, dijo Francisco Lloreda, presidente de la ACP. 
     
    Sector energético
    El sector de servicios públicos logró 3,4% del PIB en 2014, según el Dane, un sector en el que la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) señaló que en energía eléctrica la cobertura es cercana a 96% en las zonas interconectadas. “El reto es la incorporación de energías alternativas y la introducción definitiva de sistemas de transporte eléctrico a nivel particular y de servicios públicos”, dijo Gustavo Galvis, presidente ejecutivo de Andesco.
     
    En el ranking de las empresas más grandes del sector están  EPM, Electricaribe ESP y Codensa ESP, con ingresos de $11,5 billones, $3,5 billones y $3,4 billones. 
     
    Medidas del Gobierno para crear dinamismo
    En cabeza del Ministerio de Minas y Energía ha estado la labor de crear herramientas que ayuden al sector en la crisis, especialmente, cuando la renta petrolera ha afectado gravemente las arcas del Estado. Es así como se le permitió a la Agencia Nacional de Hidrocarburos  (ANH) dar la libertad de aplazar contratos e inversiones a las compañías.
     
    Las cifras
    $68,9 billones fueron los ingresos operacionales de Ecopetrol, que ocupó el primer puesto.
    $12,7 billones fueron los ingresos operacionales de Terpel, que ocupó el segundo puesto. 
     
    Las opiniones
     
    Francisco José Lloreda
    Presidente de la ACP
    “Colombia ha logrado diversificar sus socios comerciales, en particular entre 2010 y 2014”.
     
    Gustavo Galvis
    Presidente ejecutivo de Andesco
    “El reto actual es incorporar energías alternativas y usar transporte eléctrico”.
     
     
    Fuente: Larepublica.co
     
  • EEB se le mide a tres proyectos de transporte de gas en México, tras postergar la venta de Isagen

    Gas NaturalBogotá - Las polémicas diferencias en el proceso de subasta de Isagen se han calmado, luego de que el Gobierno anunciara que aplazaba el proceso por un año. La Empresa de Energía de Bogotá (EEB) fue una de las más implicadas en el caso, pues fue limitada por la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) para participar en la venta.

    Ahora que el proceso se ha detenido, la presidenta del la compañía, Sandra Fonseca, habla sobre los planes de inversión de la energética, que se quiere meter en tres licitaciones públicas en México para el transporte de gas.

    La suspensión del proceso los beneficia porque ustedes están en un proceso con el Consejo de Estado. ¿En qué va ese recurso a la tutela?

    No lo han resuelto. Ya es hora de que lo hagan, por términos. Es importante para nosotros que responda el recurso a la tutela, porque ahí están los argumentos legales de nuestra defensa. Desde el Ministerio de Hacienda se amplió un año y para nosotros es una excelente noticia, pero independientemente de eso, es importante que el Consejo de Estado nos responda, que solucione el caso de fondo.

    ¿Ustedes habían pedido medida cautelar para detener el proceso?
    Sí, pero más enfocados a que nos dieran la oportunidad de participación mientras que la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) nos resolvía el proceso de fondo, que para nosotros es que nos limitara a participar en unas condiciones determinadas.

    ¿Cómo ven que se haya ampliado el tiempo? ¿Genera incertidumbre en la subasta a las empresas?
    Para nosotros es bueno, en el sentido de que nos da el tiempo de para poder tomar las acciones y garantizar la participación. Pero también es bueno para el Gobierno, porque yo creo que el mercado le está diciendo que debe revisar las condiciones del proceso.

    ¿Cree que se debe replantear el esquema de la subasta?
    Existen diferentes alternativas para hacer el proceso. Pero yo creo que si el Ministerio de Hacienda vuelve y revisa todas las condiciones, podría lograr algunas estructuras que serán, inclusive, de mayor beneficio para la Nación.

    Ahora que se detuvo el proceso, ¿van a congelar los recursos hasta el otro año o los van a destinar a otros negocios?
    No, nosotros no podemos congelar los recursos porque tenemos que seguir concretándolas en la medida que se vayan presentando. Cada nueva adquisición va apalancando un potencial mayor de inversión y seguimos evaluando oportunidades en los países que son objeto de nuestro plan estratégico.

    Entre esos, ¿qué tienen en la mira en este momento?
    Estamos enfocados en todas las convocatorias de transporte que están abiertas en México y en las que queremos participar. En transmisión eléctrica, seguimos mirando oportunidades en Brasil, Chile y Perú.

    ¿Cree que la apertura energética de México va a reducir las inversiones en Colombia?
    Yo creo que en transporte de gas y eléctrico ya se está haciendo lo máximo que requiere el país. Lo que pasa es que un país como México, que tiene un potencial tan grande de mercado e infraestructura por desarrollar, para nosotros es muy importante participar ahí.

    ¿En qué están pensando?
    En transporte de gas, en tres convocatorias que ha abierto la Comisión Federal de Energía de México. Y ellos tienen potencial de 21 convocatorias, así que en la medida en que las vayan abriendo, vamos analizándolas.

    Del programa de inversiones, ¿cuánto se ha comprometido a la fecha con el plan de expansión?
    De los US$7.500 millones que son para el periodo 2013-2017, hemos comprometido US$2.200 millones, así que quedan pendiente US$5.300 millones. Y es importante destacar que ese trabajo no se hubiese logrado sin el apoyo del equipo humano que la EEB tiene, porque se ha venido informando en todo el plan estratégico de la empresa, pero es relevante decir que todo eso no se puede hacer si no tienes la gente que realmente, como equipo, te ayuda a hacerlo.

    La empresa hizo una estructuración para ampliar su planta laboral. ¿Cómo les ha ido?
    No es muy conocido que el año pasado la Junta Directiva nos aprobó una reestructuración y ampliación de planta para generar nuevas áreas gerenciales, como el grupo de regulación de servicios públicos, la dirección de filiales, reforzar el tema de vicepresidencia, gerentes de proyectos. Al final tuvimos un incremento de 70 personas que nos están ayudando como grupo a implementar el plan de inversiones. Nos ha ido muy bien con esa ampliación.


    Fuente: Larepublica.co / Merian Araujo R.


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  • El 30 % de la energía es tan cara que no es competitiva

    Energia EficiEn el debate por los precios de la electricidad hay un punto de acuerdo: se necesitan más contratos a cotizaciones razonables.

    Si bien en el país hay suficiente energía para abastecer toda la demanda nacional, no todos los megavatios disponibles se pueden producir a precios lo suficientemente competitivos para que se puedan ofrecer contratos en el mercado.

    De acuerdo con el presidente de la Organización Corona, Carlos Enrique Moreno, en el país hay un déficit de 4.000 megavatios de energía firme y de precios competitivos para el mercado.

    “En este momento la energía firme que tiene el país apenas está en el 70 por ciento, el otro 30 por ciento lo mandamos a la bolsa y allí lo recibe un sistema de formación de precios marginalista, donde los activos más costosos son los que determinan el precio, y eso ha venido subiendo, en los últimos 6 años ha subido un 70 por ciento”, señaló el ejecutivo.

    En este diagnóstico coincidió el ministro de Minas y Energía, Tomás González, quien aseguró que precisamente para garantizar que haya mayor oferta de contratos de energía la Creg (Comisión de Regulación de Energía y Gas) propuso una nueva regulación para que entre nueva oferta de energía competitiva al mercado.

    Esta resolución está en discusión y tiene tanto voces a favor como objeciones.

    El gerente general de Isagen, Luis Fernando Rico, señaló al respecto que la propuesta de la Creg es una estrategia correcta. “Cuando decimos que no es competitiva es que no tiene unos precios que permitan la contratación, toma los precios de combustibles más costosos, y esta es la relación por la cual el regulador ha tomado la decisión de sacar las subastas para aumentar la oferta”, señaló.

    No obstante, los peros vienen más que con el fondo, con la forma.

    Para el presidente de Celsia, Ricardo Sierra, si bien la iniciativa es apropiada, hay que tener en cuenta que se necesitan reglas de juego estables para las inversiones en el sector.

    “La iniciativa le está dando muy duro a una señal que el Gobierno había mandado hace unos años para que la confiabilidad del sistema se generara con plantas que funcionan líquidos (gasolina y gasóleo), que hoy están siendo excluidas en la nueva propuesta. Lo que hemos dicho es que se debe manejar una transición, para que se pueda salir de la inversión que se hizo en las plantas”, señaló Sierra.

    Para el ejecutivo sí es necesaria una mayor oferta térmica más competitiva, bien sea con gas o con carbón.

    La resolución de la Creg está en este momento publicada para comentarios y se espera que en los próximos meses sea expedida, tras acoger las sugerencias que la autoridad considere pertinentes.

    Fuente: Portafolio.co

  • El Niño despertó al sector eléctrico

    Genera EnergAcolgén pide reglas de juego claras para atraer inversión extranjera, de tal forma que sean más los interesados en tocar la puerta de las nuevas formas de producción energéticas.
     
    Pese a los problemas desvelados en el sector eléctrico ante la presencia del fenómeno de El Niño, que puso al país al borde de un racionamiento, hay quienes creen que el sistema es confiable. Eso lo demuestra el creciente interés de varias empresas multinacionales por participar en la próxima subasta que prepara el país para asegurar por lo menos otros 1.300 megavatios.
     
    Acolgén, el gremio que agrupa a las generadoras eléctricas, admite que quedaron lecciones por aprender y errores por corregir, pero insiste en que “las plantas de generación le cumplieron al país”. Ángela Montoya Holguín, presidenta del gremio, lo dice con energía, a la vez que señala la importancia de introducir cambios en los precios de escasez para que el país no ponga en riesgo su nivel de confiabilidad y, sobre todo, que se preserve la institucionalidad. Esto en respuesta al pedido desde el Congreso de cambiar o liquidar algunas entidades, como la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas). “Necesitamos un trazador de políticas públicas con el Ministerio de Minas y Energía a la cabeza”, dice la dirigente gremial.
     
    La actual institucionalidad “ha hecho que el sector sea eficiente, que entregue confiabilidad, que está altamente regulado, pero que requiere algunos cambios”, dice. Esas modificaciones son las que se requieren para atrapar la inversión extranjera que necesita el país, pero que ven los vecinos con mucho interés para que se vayan hacia esos lugares.
     
    La presidenta de Acolgén respalda esa fortaleza del sector, altamente cuestionado por la proximidad del fantasma del apagón, con cifras concretas: más de US$10.000 millones invertidos en proyectos de generación que no requirieron garantías ni desembolsos del Gobierno y $2,5 billones en transferencias del sector eléctrico. Sólo en 2015 se transfirieron cerca de $230.000 millones a los municipios y corporaciones autónomas regionales. Además, destaca que durante el fenómeno de El Niño la generación térmica con líquidos (fuel oil) pagó unos $300.000 millones por impuestos nacionales y sobretasa al acpm. Algunas entidades estatales, como el Departamento Nacional de Planeación y el Ministerio de Minas y Energía, se encuentran interesadas en estudios que permitan introducir cambios en un sector que ha mostrado algunas fallas, pero que tiene muchas fortalezas. El propio gremio contrató un estudio con la Universidad Pontificia Comillas de Madrid, donde se resaltan cambios en el cargo por confiabilidad, los precios de escasez y las subastas por sustitución.
     
    En el informe se insiste en mantener un esquema contractual de largo plazo. Acolgén considera contraproducente para el sector algunos fallos de la Corte que crean incertidumbre entre los inversionistas. Se propone revisar la arquitectura del mercado para optimizar el uso de los recursos, una participación activa de la demanda del mercado mayorista de energía y un esquema de garantías y cumplimiento de la energía en firme. En el aspecto jurídico, el sector ha sufrido algunos reveses que preocupan, dice el gremio que reúne a las generadoras térmicas de energía. Las compañías requieren seguridad para desarrollar sus proyectos, hay centrales que abarcan varios municipios, por lo tanto, la garantía de las licencias ambientales y las consultas previas son primordiales. “Colombia no es el único que está buscando inversión en el sector eléctrico; Chile lo hace, lo mismo que Perú”. El país debe ser competitivo para atraer esa inversión extranjera. Ángela Montoya considera importante la seguridad y la estabilidad para que cuando las multinacionales inviertan en Colombia, “lo hagan con la certeza de que las reglas de juego no les van a cambiar”.
     
    Interés externo
     
    Varias empresas extranjeras han manifestado interés en la generación de energía renovable, como la eólica y la solar. Recientemente el ministro de Minas y Energía, Germán Arce, indicó que Colombia podría disminuir cerca del 9 % anual el consumo de energía en los próximos 15 años. En este sentido, el Ministerio de Minas y Energía busca impulsar un mercado de eficiencia energética a partir del fortalecimiento de la institucionalidad, la fijación de medidas de corto y mediano plazo, sobre la base de una mejora en la información con relación al consumo y uso de la energía en el país. Propuesta que coincide con la iniciativa de los generadores agremiados en Acolgén.
     
    “La experiencia reciente nos mostró que con buenas prácticas en el uso de la energía es posible lograr ahorros importantes; con cambio tecnológico la mejora en eficiencia sería sustancialmente mayor. Debemos promover la implementación de sistemas de gestión integral de la energía para gestionar adecuadamente la demanda”, expresó el jefe de la cartera minero-energética en el reciente foro mundial celebrado en Medellín. Arce recordó que el Gobierno Nacional se encuentra evaluando medidas en todos los sectores de la economía para hacer más eficiente el uso de energía y abrir las puertas a nuevas formas de producción energéticas, como las renovables.
     
    Fuente: Elespectador.com
  • El nuevo desplome del petróleo pone en estado de alerta a las firmas de energía

    Las empresas de energía estadounidenses están planeando más despidos, ventas de activos y maniobras financieras para hacer frente al reciente y repentino descenso de los precios del crudo en EE.UU., que han caído por debajo de US$50 el barril, el nivel más bajo en cuatro meses.
     
    Trabajadores ChevronTrabajadores ChevronDespués del abrupto derrumbe del petróleo a finales del año pasado, las empresas apostaron a un repunte de los precios en la segunda mitad de 2015. En los primeros meses del año, los precios comenzaron a recuperar terreno; el aumento fue tan rápido que algunos productores estadounidenses empezaron a recontratar plataformas de perforación para bombear más crudo. Pero ese rápido retorno de la producción y la amenaza del ingreso al mercado de millones de barriles de crudo de Irán han hundido los precios más de 20% en las últimas seis semanas para cerrar en US$48,14 el viernes. El lunes a mitad de sesión, el precio de referencia WTI en la bolsa de Nueva York caía a US$47,45 el barril, nublando de nuevo las perspectivas del sector.
     
    Discretamente, los proveedores de servicios a yacimientos que ayudan a perforar nuevos pozos han dado a conocer recortes de empleo superiores a los que habían anunciado originalmente, y advirtieron que habrá más despidos en el futuro. Halliburton Co. HAL -1.77%  y Baker Hughes Inc., BHI -1.57%  dos grandes empresas de servicios que planean fusionarse, divulgaron la semana pasada que entre ambas eliminaron 27.000 puestos de trabajo, el doble de los 13,500 que habían anunciado en febrero.
     
    Inicialmente, Halliburton esperaba reducir su plantilla un 8%, pero finalmente el recorte fue de 16%. Baker Hughes primero anunció que recortaría 10% de sus puestos de trabajo; pero al final los redujo 21%.
     
    “Vamos a seguir evaluando nuestras operaciones y haremos más ajustes cuando sea necesario para ceñirnos a las condiciones del mercado”, dijo a los inversionistas Christian García, director financiero interino de Halliburton.
     
    La gerencia de Baker Hughes dijeron que los despidos fueron una difícil decisión y que la compañía ha tomado otras medidas para reducir costos en todos los niveles.
     
    En los últimos tres meses, el sector de la energía perdió casi 50.000 puestos de trabajo, lo que se agrega a los 100.000 empleados despedidos desde que comenzaron a caer los precios del petróleo el año pasado, dijo Graves & Co., una consultora de energía de Houston. Las primeras rondas de despidos de este año tendían a ser de trabajadores manuales, como operarios de los sitios de perforación, equipos de fracturación hidráulica y de fabricantes de equipos industriales.
     
    Ahora los recortes han llegado a los ingenieros y científicos.
     
    ConocoPhillips, COP -2.76%  una de las mayores compañías de exploración de petróleo y gas del mundo, ha recortado casi 1.500 puestos de trabajo en lo que va del año, según Graves. Pero esta compañía con sede en Houston planea más despidos para la segunda parte del año, que podrían elevar esa cifra en miles más, según personas familiarizadas con el asunto.
     
    “Actualmente estamos revisando y ajustando nuestros niveles laborales a la luz de un período prolongado de precios bajos”, dijo Daren Beaudo, portavoz de la compañía. “Hemos informado a nuestra fuerza de trabajo que deberían esperar más reducciones. Sería prematuro hacer especulaciones o estimaciones en este momento”.
     
    Muchas empresas de exploración petrolera dudan a la hora de despedir a geocientíficos y otros trabajadores altamente calificados, dijo Dennis Cassidy, director general de petróleo y gas en Alix Partners, una firma de consultoría global basado en Dallas. Esta renuencia se debe a que durante la caída de los precios del petróleo de mediados de la década de 1980, cuando muchos de esos trabajadores fueron despedidos, se creó una brecha de talento que la industria pasó 20 años tratando de cerrar.
     
    “Lo último que una empresa quiere desmantelar su equipo de trabajadores estrella que tardó una década en formar “, dijo Cassidy.
     
     
    Una operación de fracturación hidráulica de Anadarko Petroleum Corporation en Colorado. RJ Sangosti/The Denver Post/Getty Images
    Durante el primer semestre del año, acuciados por la languidez de los precios del crudo, los productores de energía estadounidenses demostraron tener una sorprendente capacidad de resistencia. También les dio una mano la avalancha de inversiones de Wall Street que apostó a la recuperación de la industria. Los programas de cobertura, que garantizan un precio mínimo para el petróleo, ayudaron a proteger a esas empresas de la caída de los precios.
     
    Pero si los precios no se recuperan, muchos podrían tener problemas, dijo Cassidy. “Todo el mundo tenía esperanzas, pero tal parece que la resaca se está alargando”.
     
    En parte, el problema fue creado por las propias empresas. Al mismo tiempo que recortaban sus presupuestos y perforaban menos pozos, también extraían más combustible de la tierra que nunca antes. Después de haber crecido enormemente durante cinco años, La producción de petróleo estadounidense finalmente parece estar estabilizándose. El Departamento de Energía de EE.UU. le calcula la producción diaria en 9,7 millones de barriles, el nivel más alto desde 1971.
     
    Por supuesto, los bajos precios de la energía son una bendición para los consumidores, desde los conductores estadounidenses a las líneas aéreas internacionales. Estos han estado pagando menos por la gasolina, el diésel y el combustible para aviones que consumen. Pero sus compras apenas han sido suficientes para absorber el exceso de oferta mundial de petróleo. Y si el acuerdo para poner fin a las sanciones nucleares contra Irán finalmente entra en vigor, en algún momento del próximo año este miembro de la OPEP podría agregar tanto como un millón de barriles por día a un mercado ya saturado.
     
    Los programas de cobertura de petróleo, que protegieron a muchas empresas de la caída de precios, comenzarán expirar después de septiembre. Así, muchas compañías podrían quedar expuestas a precios del crudo aún más bajos. Aquellas con mucha deuda y escasa liquidez podrían verse obligadas a declararse en bancarrota, y otras con valiosos yacimientos de petróleo y gas u oleoductos podrían tener que empezar a vender algunos activos para recaudar efectivo, según Simmons & Co. International, un banco de inversión en energía.
     
    En general, los productores estadounidenses de petróleo tienen cubierto el 50% de su producción anual proyectada, pero la mayoría se encamina a 2016 con contratos de cobertura que sólo abarcan el 15% del petróleo que esperan bombear.
     
    Terry Marshall, analista de Moody’s MCO -1.34%  Investors, dijo que las coberturas funcionaron para las empresas cuando los precios del petróleo caían de US$100 a US$50 el barril, pero que para seguir en carrera y ser rentables, muchos productores necesitan precios del crudo más altos.
     
    “Las coberturas para el 2016 no son una panacea para estas empresas”, dijo Marshall. “Sin una mejora en el precio, se acaba el tiempo”.
     
    Los productores de energía han sido capaces de evitar muchos efectos de la crisis de petróleo en parte porque los inversionistas todavía querían poner dinero en la industria, debido a que muchos bancos pronosticaron que los precios del petróleo se recuperarán en el segundo semestre de 2015. Según Moody’s, durante el primer semestre del año 57 empresas de energía emitieron US$21.000 millones en nuevo capital y otras 58 emitieron US73.000 millones en nueva deuda.
     
    Los pronósticos optimistas se ven ahora poco probables y el acceso fácil al capital se está terminando, dijo Lloyd Byrne, analista de energía de Nomura Group, 8604.TO -0.71%  una compañía de servicios financieros. Las recientes ofertas públicas de acciones no han sido bien recibidas, la deuda ya no tiene bajo costo y los precios de las acciones están languideciendo.
     
    En las últimas dos semanas varias empresas más pequeñas han solicitado protección por bancarrota, incluyendo Sabine Oil & Gas Corp. y Milagro Petróleo y Gas Inc., ambas con sede en Houston.
     
    La semana pasada, en otro signo de dificultades, Chesapeake Energy Corp. CHK +1.09%  dijo que podría eliminar el pago de dividendo anual a sus accionistas. El perforador estadounidense de esquisto dijo que la medida le permitiría ahorrar US$240 millones que podrían emplearse en gastos de capital que ayuden a la empresa a sobrevivir 2016.
     
    Morgan Stanley MS -0.88%  advirtió recientemente que la caída reciente podría ser incluso peor que la de que paralizó la industria en la década de 1980. Si Arabia Saudita e Irak siguen corriendo a toda velocidad y Libia e Irán logran poner otra vez en marcha su producción, los precios del crudo podrían permanecer debajo de US$60 durante los próximos tres años, dijo el analista Martijn Rats.
     
    “Con la actual trayectoria, este ciclo descendente podría llegar a ser peor que el de 1986”, dijo.
     
    Erin Ailworth contribuyó a este artículo.
     
    Por LYNN COOK
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Emgesa aumento sus Ingresos 28% en 9 meses del 2016

                    Lucio Rubio Director General de ENEL - ColombiaLucio Rubio Director General de ENEL - ColombiaLucio Rubio, director general ENEL Colombia, manifestó que: “estamos muy complacidos con los resultados obtenidos por EMGESA al cierre de septiembre de 2016, especialmente en un año como este, afectado por fuertes cambios en la hidrología. No obstante, tanto la gestión operativa de nuestros activos como nuestra capacidad financiera, nos han permitido responder con altura a los retos que esta situación nos han representando.

    ·      Los ingresos operacionales presentaron un incremento debido a:

    §  Mayores ventas de energía en contratos tanto al mercado mayorista como al mercado no regulado.

    §  Mejores precios de la energía en bolsa especialmente en los primeros meses del año, al igual que en los meses de agosto y septiembre.

    §  Un mayor Índice de Precios al Productor (IPP) al cual se encuentra indexado el precio de los contratos de energía.

    ·      El EBITDA registró un aumento por efecto de mayores ventas a mejores precios del mercado. El efecto positivo de los ingresos logró contrarrestar el aumento en los costos explicado principalmente por mayores compras de energía en el mercado spot a precios superiores. 

    ·      El EBIT se incrementó por las mismas razones que el EBITDA. Las depreciaciones y amortizaciones se incrementaron cerca de COP $30.500 millones, comparado al mismo periodo de 2015 como resultado del inicio de las operaciones comerciales de El Quimbo, que aumentaron las cantidades mensuales de las depreciaciones.

    ·      La Utilidad Neta registró una disminución en los primeros 9 meses de 2016, frente al mismo periodo de 2015, principalmente por:

    §  Aumento en el gasto financiero neto producto de la finalización de la construcción de la Central Hidroeléctrica El Quimbo, con lo cual se suspendió la capitalización del gasto financiero de la deuda tomada para las inversiones en este proyecto (Capex) durante la etapa de construcción.

    §  Mayor Índice de Precios del Consumidor (IPC) promedio durante lo corrido de 2016 en comparación con el año anterior, indicador al cual se encuentra indexada el 62% de la deuda de la Empresa. 

    §  Mayor saldo de deuda promedio en los primeros nueve meses de 2016 en comparación con el mismo período de 2015, producto de emisiones de bonos en el mercado local en febrero y septiembre de 2016, principalmente para cubrir la inversión para la terminación de El Quimbo.

    ·      La Deuda Financiera Neta de EMGESA presentó un incremento, debido al financiamiento remanente de El Quimbo con una mayor utilización de la caja.

    ·      Las Inversiones disminuyeron tras la finalización de la construcción de la Central Hidroeléctrica de El Quimbo, y estuvieron enfocadas principalmente en el mantenimiento de las plantas de generación para garantizar un servicio confiable y oportuno.

    9M 2016 Resultados operativos

     

    9M 2016

    9M 2015

    VARIACIÓN %

    GWh

     

     

     

    GENERACIÓN TOTAL EN COLOMBIA

    49.372

    49.647

    -0,6%

    GENERACIÓN EMGESA

    11.378

    10.761

    +5,7%

    VENTAS POR CONTRATO

    10.197

    9.227

    +10,5%

    VENTAS MERCADO SPOT

    3.628

    3.618

    +0,3%

    DISPONIBILIDAD PLANTAS

    92,68%

    91,24%

    +1,4%

    ·      Emgesa produjo 23% del la generación total del sistema durante los primeros nueves mese de 2016distribuida de la siguiente manera:

    §  92% generación hidráulica: ligeramente superior a lo observado en el mismo periodo de 2015.

    §  8% generación térmica: ligeramente inferior a la generación del mismo período del año anterior, debido a menores requerimientos del sistema una vez se superó la condición crítica causada por el fenómeno de El Niño. 

    Dividendos:

    ·      EMGESA realizó el pago de la última cuota de los dividendos de la utilidad neta de 2014 a sus accionistas en marzo de este año y el primer pago de 2015 en junio, los cuales fueron decretados en la Asamblea General de Accionistas de marzo de 2016.

     

  • Emgesa Aumentó Sus Inversiones En 76,6% Durante El Primer Trimestre De 2017

    Lucio Rubio - Gerente General de EnelLucio Rubio - Gerente General de EnelLucio Rubio, director general ENEL Colombia comentó“nuestra flota de generación logró soportar la tensión producida por la menor disponibilidad de agua causada por el fenómeno de El Niño. Hemos impulsado nuestros esfuerzos de inversión en la modernización y mantenimiento, luego de que nuestra flota térmica fuera llamada a operar constantemente durante el año pasado. Esto mejorará aún más la confiabilidad de nuestras plantas y aumentará la eficiencia operativa.

    ·           Los ingresos operacionales de EMGESA en el primer trimestre de 2017 disminuyeron, a pesar del aumento de los volúmenes de ventas, tanto a través de contratos como en el mercado spot, dado que los precios de la electricidad en el mercado spot fueron inferiores a los niveles excepcionalmente altos registrados durante el mismo período de 2016, debido a la reducción en la disponibilidad hídrica causada por el fenómeno de El Niño.

    ·           El EBITDA disminuyó reflejando la reducción en los ingresos. Sin embargo, el impacto negativo de los menores ingresos fue parcialmente compensado por el menor costo de ventas (-46,8% Año/Año), explicado por la reducción del consumo de combustible en comparación con el mismo periodo de 2016, cuando la producción de las centrales térmicas (Cartagena y Termozipa) fue superior para soportar el impacto de El Niño en la generación hidroeléctrica.

    ·           El EBIT disminuyó, reflejando la reducción del EBITDA y un aumento de 11,4% en las depreciaciones del primer trimestre de 2017, como consecuencia de mejores valores de depreciación debido a las inversiones realizadas para la modernización y mantenimiento del parque de generación de EMGESA.

    ·           La Utilidad Neta de EMGESA disminuyó ligeramente durante el primer trimestre de 2017, ya que el menor EBIT fue compensado casi totalmente por una significativa reducción (-25,3%) en los gastos financieros netos, debido al menor Índice de Precios al Consumidor (IPC) al cual se indexan los intereses de la mayor parte de la deuda de la Compañía, y por un impuesto de renta más bajo en comparación con el primer trimestre de 2016.

    ·           La Deuda Financiera Neta de EMGESA se incrementó, debido principalmente a la ejecución de inversiones y al pago de la última cuota de los dividendos sobre la utilidad del año 2015, el cual se realizó en enero de este año.

    ·           Durante el primer trimestre de 2017, las inversiones de EMGESA se incrementaron significativamente en comparación con el mismo trimestre de 2016. Estas inversiones se destinaron al mantenimiento de los activos de la Compañía, considerando principalmente que las plantas térmicas estuvieron en operación constante durante el primer semestre de 2016 para apoyar el Sistema Interconectado Nacional (SIN) durante el fenómeno de El Niño.

    Resultados operativos 1T 2017

     

    1T 2017

    1T 2016

    Dif. %

    GWh

     

     

     

    GENERACIÓN TOTAL SISTEMA

    16.121

    16.475

    -2,2%

    GENERACIÓN EMGESA

    3.782

    3.271

    +15,6%

    VENTAS POR CONTRATO

    3.150

    3.095

    +1,8%

    VENTAS MERCADO SPOT

    1.093

    1.018

    +7,4%

    DISPONIBILIDAD PLANTAS

    89,41%

    92,79%

    -3,4%


    ·           La generación de EMGESA aumentó significativamente, cubriendo 23,5% de la generación neta total en Colombia, la cual disminuyó ligeramente durante el primer trimestre de 2017. Este aumento se presentó principalmente por una hidrología más favorable comparada a la media del país, en las cuencas donde se ubican las centrales de generación hidráulica de EMGESA.

    ·      La producción total de la Compañía fue la siguiente:

    o    97,7% generación hídrica: 17,6% mayor a lo observado en el mismo periodo de 2016, cuando la disponibilidad hídrica fue afectada por el fenómeno de El Niño.

    o    2,3% generación térmica: en línea con mayor hidrología en Colombia una vez superado el fenómeno de El Niño registrado el año pasado. 

    Dividendos:

    En enero de 2017, EMGESA pagó COP$200.037 millones en dividendos a sus accionistas, correspondientes a la última cuota de las utilidades del 2015.

    PAISMINERO.CO

     

     

     

  • Emgesa y Codensa se unen al plan de Ahorro energético

    Ahorro Energia

    ·         Con el lema ‘apagamos las luces, encendemos nuestro compromiso’, CODENSA y EMGESA lanzaron hoy al interior de las empresas una campaña para motivar a los empleados a ahorrar energía en sus sitios de trabajo, al igual que en sus casas.
     
    ·         Las Empresas apagarán las luces de sus sedes a partir de las 6 p.m., siempre y cuando la operación lo permita.
     
    ·         Las medidas también incluyen la restricción en el uso de ascensores y aire acondicionado, el aprovechamiento de la luz solar y la reprogramación de las actividades de aseo, entre otras.
     
     CODENSA y EMGESA, empresas del Grupo Enel, se unieron hoy al plan de ahorro nacional que busca disminuir el consumo en mínimo 5% durante las próximas semanas, mediante campañas e iniciativas al interior de las Empresas.
    ​​Las Compañías anunciaron que a partir de hoy se apagarán las luces de todas sus oficinas a partir de las 6 p.m., siempre y cuando la operación lo permita, al igual que las luces de los parqueaderos y áreas comunes durante todo el día.
     
    Adicionalmente, se racionalizará la utilización del aire acondicionado, reduciéndolo a sólo 5 horas al día y el uso de un ascensor en la sede ubicada en la Calle 93.
     
    Es importante tener en cuenta que, por ser empresas que prestan un servicio público básico, las actividades operativas no se pueden suspender, por lo que algunas áreas y sedes deberán permanecer encendidas por exigencia de la misma operación.
    Igualmente, CODENSA y EMGESA lanzaron una campaña interna con el lema ‘apagamos las luces, encendemos nuestro compromiso’ para motivar a sus empleados a aplicar estas y otros medidas en sus puestos de trabajo, al igual que en sus casas con sus familias para que se conviertan en multiplicadores de estas acciones externamente con sus amigos.
    CONSEJOS DE AHORRO PARA LOS CLIENTES
    Algunos consejos que las empresas invitan a que sus clientes residenciales, comerciales e industriales apliquen con el fin de ahorrar energía son:
    - Es importante, tanto para los clientes residenciales como para los industriales, hacer mantenimiento periódico a sus instalaciones eléctricas y verificar el buen estado de las mismas, así como de los equipos que están en uso.
    En casa
    -       Usar bombillos ahorradores, estos requieren cinco veces menos electricidad que los tradicionales.
     
    -        Ver televisión con el volumen bajo. El consumo de energía es directamente proporcional al volumen.
     
    -       No dejar cargadores o equipos electrónicos conectados cuando no estén siendo usados.
     
    -       Reducir el uso del secador y plancha del pelo, pues son unos de los electrodomésticos que más consumo registran.
     
    -       Si se tiene estufa eléctrica, preferir la olla a presión a las tradicionales, pues estas consumen 50% menos energía, y cocinar siempre con las ollas tapadas para acelerar la cocción.
     
    -       Abrir la nevera la menor cantidad de veces posible y ubicarla lejos de fuentes de calor.
     
    -       Si se tiene calentador eléctrico, se debe ajustar la temperatura entre 45°C y 52°C. Por cada 5°C que se reduzca, se ahorra 3% de consumo.
     
    -       Utilizar la lavadora con la carga completa en lugar de varias pequeñas y utilizar sólo la cantidad de detergente necesaria, pues el exceso de jabón produce más espuma y hace que el motor trabaje en exceso.
     
    -       Tener en cuenta qué electrodomésticos son los que más consumen y cuál es la mejor manera de usarlos (Ver listado).
     
    -       Para saber cuánto se consume en el hogar es importante conocer qué cantidad de energía utiliza cada uno de los electrodomésticos, así se podrá limitar su uso para lograr ahorros.
     
    -       Este es el consumo de algunos electrodomésticos llevado a equivalentes de bombillos tradicionales de 100 vatios encendidos por el mismo tiempo de utilización.
     
    -       Horno eléctrico: 20 a 30 bombillos
    -       Plancha: 20 a 30 bombillos
    -       Calentador eléctrico: 18 a 20 bombillos
    -       Secador de pelo: 15 a 18 bombillos
    -       Aspiradora: 13 a 14 bombillos
    -       Estufa eléctrica: 10 a 11 bombillos
    -       Horno tostador: 7 a 12 bombillos
    -       Horno microondas: 7 a 10 bombillos
    -       Tostadora de pan: 7 a 8 bombillos
    -       Cafetera: 6 a 10 bombillos
    -       Olla arrocera: 5 a 7 bombillos
    -       Brilladora: 6 bombillos
    -       Lavadora: 4 a 7 bombillos
    -       Licuadora: 3 a 6 bombillos
    -       Batidora: 1 a 2 bombillos
    -       Televisor: 1 a 2 bombillos
    -       Computador: 1 a 2 bombillos
     
     
    En empresas, comercio e industrias       
    -       Conocer de forma detallada todos los procesos de la empresa para poder determinar cuáles son los que consumen más energía y tomar acciones de ahorro sobre los mismos.
     
    -       Conocer la normatividad vigente para que las instalaciones eléctricas cumplan con los requisitos de ley dados por el Ministerio de Minas y Energía y el Icontec, que garantizan su calidad y funcionamiento óptimo.
     
    -       En lo posible, utilizar luz natural y asegurarse de que las luces se apaguen en horas en que el personal se encuentre fuera de la oficina.
     
    -       En cuanto a los bombillos, se aconseja remplazar los fluorescentes convencionales, por fluorescentes delgados que tienen el mismo costo y mecanismo de instalación, lo que puede significar un ahorro de cerca de 10%.
     
    -       Instalar sensores de presencia para el control de los sistemas de iluminación de la empresa.
     
    -       Ajustar la temperatura del aire acondicionado a temperatura de confort (22°C), y apagarlo cuando no haya personal en las áreas. Preferir el uso de ventiladores que consumen menos.
     
    -       Ajustar el brillo de las pantallas de los computadores a nivel medio.
     
    -       Si la compañía trabaja con motores, se debe evitar el arranque y la operación simultánea de estos. Sobre todo los de mediana y gran capacidad. En caso que se opere con transformadores, evitar operarlos a baja carga (menor a 20%) y si es posible, redistribuir las cargas.
     
    -       Realizar los mantenimientos preventivos a la maquinaria y equipos de las empresas.
     
    -       Garantizar el adecuado aislamiento térmico en las instalaciones de frío, calor y vapor.
     
    CODENSA tiene a disposición de sus clientes todas las recomendaciones para empresarios de ahorro, las cuales pueden ser consultadas en la siguiente dirección: http://gestionomienergia.micodensa.com/actividad.
     
     
  • En 2040, el mundo consumirá un 30 % más de energía

    Según las previsiones de la AIE, EE. UU. se afianzará como principal productor de petróleo y gas.Según las previsiones de la AIE, EE. UU. se afianzará como principal productor de petróleo y gas.Con una demanda al alza, el gas natural ganará protagonismo; el mundo no dirá adiós al petróleo y las energías renovables seguirán ganando terreno. Estados Unidos se quedará con el liderazgo de los combustibles fósiles y su comercio mundial: se afianzará como el principal productor de petróleo y gas del mundo hasta 2040, según la Agencia Internacional de Energía (AIE).
     
    Esta potencia ya es un exportador neto de gas y se convertirá también en exportador neto de petróleo “a finales de la próxima década”, ante su pujanza en nuevas tecnologías de extracción como el fracking. 
     
    La agencia calcula el aumento de la producción estadounidense de petróleo de esquisto en 8 millones de barriles (mdb) entre 2010 y 2025, lo que supondría “el periodo más largo de crecimiento sostenido de la producción de petróleo de un país en la historia de los mercados de crudo”.
     
    A la subida de la demanda energética, el país que más sumará es India, cuya participación en el consumo de energía se elevará al 11 por ciento en 2040 (aún por debajo de su 18 % de participación en la población), dice la AIE. También se sumará a la demanda el sudeste de Asia.
     
    Las perspectivas de la energía nuclear se han atenuado desde el 2016, pero China continúa liderando un aumento en la producción.
     
    En general, los países en desarrollo de Asia representan dos tercios del crecimiento de la energía mundial, y el resto proviene de Medio Oriente, África y América Latina. Más demanda implicará más necesidades de inversión. China necesitará agregar a su infraestructura eléctrica el equivalente a todo el sistema eléctrico actual de Estados Unidos para 2040. India precisará agregar un sistema de energía del tamaño del que tiene hoy la Unión Europea. 
     
    El carbón perderá la batalla, según las previsiones de la AIE. “Las fuentes de energía renovables cubrirán el 40 por ciento del aumento en la demanda primaria, y su explosivo crecimiento en el sector energético marca el final de los años de auge del carbón. “Desde el 2000, la capacidad de generación de energía a base de carbón ha crecido en casi 900 gigavatios (GW), pero las adiciones netas de hoy a 2040 son solo 400 GW y muchas de estas son plantas en construcción”. La demanda de petróleo sigue creciendo hasta el 2040, pero a ritmo menor.
     
    El uso de gas natural aumenta en 45 por ciento hasta 2040. Y con un espacio más limitado para expandirse en el sector eléctrico, la demanda industrial se convierte en el área más grande para el crecimiento. Las perspectivas de la energía nuclear se han atenuado desde el 2016, pero China continúa liderando un aumento en la producción, “superando a EE. UU. para llegar en 2030 a ser el mayor productor de electricidad basada en energía nuclear”. Las energías renovables se convierten en 2040 en indispensables y rentables.
     
     
    CRISTINA DELGADO y MANUEL PLANELLES
    Ediciones El País SL, 2017.
    ELTIEMPO.COM
  • En Mesa Redonda sobre Energía y Sostenibilidad GEB ratifica su compromiso con el desarrollo sostenible

    Relación con las comunidades, prioridad del Grupo Energía de BogotáRelación con las comunidades, prioridad del Grupo Energía de BogotáEl Grupo Energía de Bogotá (GEB) participó este miércoles 4 de noviembre en la Mesa Redonda sobre Energía y Sostenibilidad en Colombia, en la que se abordaron temas de cómo la participación ciudadana es un eje para el fortalecimiento de la matriz energética del país.
     
    Organizada por el Instituto de las Américas, la Mesa Redonda contó con la participación de importantes actores del sector Gas y Energía colombiano y se enfocó en el estado de la implementación del Plan Energético Nacional 2050 y las metas para diversificar la matriz energética de Colombia, así como los esfuerzos para mejorar las relaciones con las comunidades.
     
    Juan Daniel Ávila, Director de Desarrollo Sostenible del Grupo Energía de Bogotá, recalcó la mportancia de establecer un relacionamiento genuino, permanente y transparente con las comunidades para direccionar esfuerzos conjuntos hacia la generación de valor compartido.
     
    Durante el evento, el Grupo Energía de Bogotá ratificó su compromiso con la búsqueda de nuevos caminos trabajar desde el sector energético de manera sostenible con el medio ambiente y las Comunidades de las áreas de influencia en donde desarrolla su actividad.
     
    Acerca del Grupo Energía Bogotá
     
    El Grupo Energía de Bogotá es uno de los grupos líderes de la cadena energética de baja emisión de la región. Como Grupo Empresarial genera valor a sus accionistas y grupos de interés por medio de la gestión sostenible y rentable de sus negocios a lo largo de la cadena energética, tanto en la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad, así como en transporte y distribución de gas natural.
     
    El Grupo contribuye al desarrollo de los países donde opera y lidera proyectos que impactan la productividad, la competitividad y mejoran el bienestar y calidad de vida de los usuarios.
     
    paisminero.co
  • En nueva negociación, definirán cambios en precios del gas

    Gas FlowProductores, comercializadores y distribuidores del hidrocarburo discuten cómo se aumentará el valor del combustible utilizado por 7 millones de hogares en el país en los siguientes cinco años.

    La compleja negociación que se cerró la semana pasada entre productores, distribuidores y comercializadores de gas en la Costa Caribe fue la punta del iceberg de un acuerdo que está en discusión por estos días para determinar cómo se fijarán las variaciones de los precios del gas en los próximos años.

    Hay que tener en cuenta que existen varios tipos de contratos para comprar gas, unos a corto plazo y otros a largo plazo.

    Los segundos son a tres o cinco años y en el contrato se contempla de qué manera se deben ajustar los precios de venta del gas año a año, mediante una fórmula matemática.

    La aplicación de este mecanismo fue lo que hizo que desde finales del año pasado se determinara un aumento del 25 por ciento para los precios del gas en la Costa Caribe, lo que ocasionó molestias en esta región, y llevó a que el Gobierno les permitiera a los operadores negociar dicha fórmula para mitigar el impacto.

    La diferencia entre lo que se acordó en el Caribe y lo que se dialoga en este momento, bajo la coordinación de la Asociación Colombiana de Gas Natural, Naturgas, es que la fórmula aplicará para los contratos que se firmen en adelante, no para los ya existentes.

    Básicamente, lo que está en juego es cómo van a subir los precios del gas en el país en los próximos cinco años. Esto no solo afecta a los siete millones de hogares colombianos que usan el hidrocarburo, sino también determinará los estímulos que tendrán los productores y distribuidores para invertir en exploración y en construcción de la infraestructura necesaria para abastecer la creciente demanda.

    Los privados tienen hasta abril de este año para ponerse de acuerdo en el mecanismo que utilizarán para establecer el incremento de la tarifa, la fórmula deberá tener el visto bueno de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg.

    Si no hay un acuerdo, será esta misma entidad la que decida cómo se aumentarán los precios del hidrocarburo año a año en los contratos a largo plazo.

    LO QUE SE ESPERA

    El presidente de Naturgas, Eduardo Pizano, se siente optimista por cómo se está adelantando el proceso de negociación.

    “Lo que se ha propuesto hasta ahora es que el indexador (la nueva fórmula) debe tener tres elementos: un componente relacionado con la cotización de un hidrocarburo en el mercado, un indicador macroeconómico, que puede ser el índice de precios al productor, y la variación del precio interno de gas. Todo está en discusión y la próxima semana volveremos a reunirnos para buscar un acuerdo”, señaló Pizano.

    Una fuente de una de las productoras de gas, que pidió no ser identificada, señaló que, en esta ocasión, lograr un acuerdo debería ser relativamente más sencillo, pues hay menos presión política para influir en la decisión.

    De acuerdo con la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, la nueva fórmula deberá no solamente propender porque en el país haya tarifas justas para los consumidores finales, sino que también deben dar las señales adecuadas a los exploradores para que continúen su búsqueda de gas en el país y aumentar la vida de las reservas, pues considera el gremio que importarlo sería hasta tres veces más costoso que generarlo al interior del país.

    ESTIMULAR LA INVERSIÓN

    De acuerdo con los cálculos de la ACP, si no se hicieran inversiones en el país para desarrollar nuevos campos de producción de gas natural, en el año 2018 Colombia tendría un déficit que debería suplir con importaciones de gas.

    Las cuentas indican que entre 2016 y 2022 las reservas aumentarían a un ritmo promedio anual del 16 por ciento, y entre 2023 y 2028 empezarían a caer a un ritmo del 20 por ciento anual.

    Sin embargo, de acuerdo con Naturgas, inversiones en infraestructura de transporte podrían permitir un aumento en la producción de campos como Cusiana que tiene una capacidad de 100.000 barriles promedio diario que, por falta de demanda, no se producen.


    Fuente: Portafolio.co

  • Enel Green Power y ENAP, Arrancaron la Primera Planta Geotérmica de Generación

    La primera planta geotérmica de Sudamérica, Cerro Pabellón, construida por Enel Green Power Chile Ltda. ("EGPC"), la filial chilena para energías renovables del Grupo Enel, y la empresa estatal chilena de hidrocarburos Empresa Nacional del Petróleo ("ENAP"), comenzó a suministrar electricidad al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) que sirve al norte de Chile.
     
    Enel LogoCerro Pabellón, de 48 MW, está ubicada en Ollagüe, en la región de Antofagasta, a 4.500 metros sobre el nivel del mar en el Desierto de Atacama, y es la primera planta geotérmica de alta entalpía a gran escala en el mundo construida a tal altura. La instalación está compuesta por dos unidades de una potencia instalada bruta de 24 MW cada una y es propiedad de Geotérmica del Norte S.A. ("GDN"), una empresa conjunta controlada por EGPC (81,7%)  y en la que participa ENAP (18,3%).
     
    "Que Cerro Pabellón comience a generar electricidad es un hito muy importante para nosotros en Chile", dijo Guido Cappetti, Gerente General de GDN. "Gracias a nuestra única experiencia geotérmica  hemos podido aprovechar parte del enorme potencial geotérmico de Chile, fortaleciendo el compromiso de Enel y Enap con la diversificación de la matriz de generación chilena a través de una nueva fuente de energía renovable”.
     
    Una vez que esté en pleno funcionamiento, la planta será capaz de producir alrededor de 340 GWh al año, lo que equivale a las necesidades de consumo de más de 165.000 hogares chilenos, evitando la emisión anual a la atmósfera de más de 166.000 toneladas de CO2.
     
    Cerro Pabellón incorpora la tecnología geotérmica más avanzada, lo que la hace muy adecuada a las condiciones extremas de un área marcada por elevada oscilación térmica y gran altitud geográfica. Para generar energía, la planta extrae el fluido geotérmico del yacimiento encontrado durante la fase de exploración del proyecto, y una vez que el fluido ha completado la generación de electricidad, se inyecta de nuevo en el reservorio, garantizando la sostenibilidad a largo plazo del recurso.
     
    Enel es una compañía multinacional de energía y un actor líder en los mercados globales de energía, gas y renovables. Es la mayor empresa de servicios básicos integrada en Europa en términos de capitalización de mercado y está dentro de las principales compañías eléctricas europeas en términos de capacidad instalada y EBITDA reportado. El Grupo opera en más de 30 países en todo el mundo, produciendo energía a través de aproximadamente 85 GW de capacidad gestionada. Enel distribuye electricidad y gas a través de una red de más de 2 millones de kilómetros, y con más de 65 millones de clientes comerciales y domésticos en todo el mundo, el Grupo tiene la mayor base de clientes entre los competidores europeos. La división de energía renovable de Enel, Enel Green Power, ya gestiona casi 38 GW de plantas eólicas, solares, geotérmicas, de biomasa e hidroeléctricas en Europa, América, África y Asia. En Chile, a través de EGPC, Enel opera actualmente una cartera de plantas renovables que tienen una capacidad instalada combinada de más de 1,1 GW, de los cuales 564 MW provienen de energía eólica, 492 MW de energía solar fotovoltaica y 92 MW de energía hidroeléctrica.
     
    “Estamos muy contentos de que Cerro Pabellón comience a generar electricidad, llevando a Sudamérica la producción de energía geotérmica por primera vez”, dijo Francesco Venturini, Jefe de la División Global de Energías Renovables de Enel, Enel Green Power. "Enel es un operador geotérmico totalmente integrado que tiene una larga tradición en esta tecnología de generación, desde la exploración hasta la operación de la planta, y gestiona más de 830 MW de instalaciones en todo el mundo, comenzando con el complejo Larderello de más de 760 MW en la Toscana, Italia, uno de los mayores campos geotérmicos del mundo que alberga más de 30 plantas. Enel es también líder en la combinación de geotermia con otras tecnologías para crear instalaciones híbridas como las que estamos operando en los Estados Unidos: el premiado Stillwater, que combina geotermia con energía termosolar de concentración y solar fotovoltaica, y Cove Fort, planta geotérmica hidroeléctrica de escala comercial. Llevar esta experiencia a Chile y desarrollar parte de la enorme capacidad geotérmica de Chile es un gran hito para el Grupo Enel".
     
    Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) es la empresa líder, verticalmente integrada y de propiedad total del Estado chileno, activa en la producción, refinación y comercialización de hidrocarburos y sus derivados. En Chile, ENAP opera a través de tres líneas de negocio: Exploración y Producción (E&P), dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos; Refinación y Comercialización (R&C), que opera las refinerías Aconcagua, Bío Bío y Gregorio, en donde el crudo es procesado y convertido en combustible, y Gas y Energía (G&E), que se encarga de desarrollar el negocio de la generación eléctrica con base a  gas y otras fuentes renovables no convencionales. La empresa también opera en el extranjero a través de sus filiales ENAP Sipetrol y ENAP SIpec en la producción de petróleo y gas en Argentina, Ecuador y Egipto.
     
  • Enel invertirá 528 millones de euros en el país

     El Grupo Enel destinará para su operación en Colombia el 11% del total del presupuesto para su operación América Latina.

     
    Francesco Starace, CEO de Enel.Francesco Starace, CEO de Enel.Así la multinacional italiana desembolsará entre el 2017 y 2019 cerca de 528 millones de euros (poco más de $1,7 billones) para proyectos energéticos en Colombia.
     
    Entre los proyectos que ejecutará Enel en Colombia está la modernización y digitalización de las redes, implementación de tecnología inteligente, digitalización y desarrollo de energía renovables no convencionales.
     
    Sobre este último tema, Francesco Starace precisó que aunque tendrá especial atención, solo hasta las próximas semanas se definirá la partida de inversión que se destinará.
     
    En la presentación de su Plan Estratégico de Negocios 2017-2019, el Grupo Enel informó que destinó el 38,7% de su presupuesto para el desarrollo de sus operaciones, así como de inversión energética, a los proyectos que desarrolla en Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú.
     
    Así la multinacional italiana con sede en Roma, desembolsará a partir del próximo primero de enero, 4,8 billones de euros, con especial enfoque en la ejecución de proyectos relacionados con digitalización y tecnología inteligente.
     
    El anuncio fue realizado ayer en Londres (Inglaterra) por Francesco Starace, CEO del Grupo Enel, al indicar que la organización destinó 20,9 billones de euros (para inversión de crecimiento industrial a nivel mundial.
     
    Precisó además que de los 20,9 billones de euros de presupuesto, 12,4 billones de euros serán destinados a proyectos de crecimiento organizacional como tal en participación de mercado, y 8,5 billones de euros para gastos de mantenimiento.
     
    “América Latina, más los países donde tenemos presencia, son de especial interés para el Grupo Enel ya que ese el escenario ideal para hacer inversiones en materia energética ya que es mucho lo que hay por hacer, incluso para proyectos de energía renovable”, explicó el CEO.
     
    Pero al mismo tiempo que el Grupo Enel destina la mayor parte de sus recursos de inversión a los países en los que tiene presencia en América Latina, desarrollará un plan de ajuste organizacional al que la multinacional italiana denominó ‘simplificación’.
     
    “Con el fin de reducir la complejidad del Grupo y mejorar la eficiencia operativa, así como de aligerar la carga impositiva, desde el 2014 se desarrolla un plan que busca aumentar la coherencia y eficacia administrativa en cada uno de los procesos”, explicó Alberto Paoli, director Financiero de del Grupo Enel.
     
    Así, a partir del próximo primero de enero la multinacional italiana en cada uno los países de América Latina donde tiene presencia (excepto Chile cuyo proceso comenzó en abril pasado), iniciará las tareas de simplificación de sus operaciones lo que conducirá a una reducción de aproximadamente un 55% en el número de empresas involucradas.
     
    Esto quiere decir que de las 67 empresas que el Grupo Enel tiene en Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú en la actualidad, a través del proceso de simplificación busca dejar el número de sus compañías en 31.
     
    Un caso que recrea esta situación viene desarrollándose en Chile desde abril pasado. Las juntas de accionistas de Enersis Américas, Endesa Américas y Chilectra Américas aprobaron la fusión de éstas dos últimas empresas con Enersis Américas, que entrará en vigencia a partir del próximo 1 de diciembre de 2016.
     
    “El proceso de simplificación no significa la reducción de operaciones en los cinco países de América Latina en los que tenemos presencia, por eso el aumento de un 38,7% en el presupuesto de inversión”, señaló uno de los voceros del Grupo Enel.
     
    MEJORES RESULTADOS
     
    Con los procesos de simplificación, la multinacional no solo buscará ahorrarse en estos dos años (2017 y 2019) 600 millones de euros por concepto de impuestos y 300 millones de euros en reducción de gastos operacionales, sino que además pretende disminuir su carga financiera en 500 millones de euros.
     
    El Grupo Enel señaló además que su objetivo de beneficio para los dos años va desde los 3.200 millones de euros de 2016, hasta los 4.700 millones en 2019, con una tasa anual de crecimiento del 14%. En total, el alza sería del 46 % desde 2016 a 2019. Asimismo, prevé un alza anual del resultado bruto de explotación ordinario o Ebitda del 5 % hasta los 17.200 millones en 2019.
     
    Alfonso López Suárez
    Enviado Especial - Londres
    Portafolio.co
  • Energía 24/7 para Nariño con inversión de $ 285 mil millones

    Darien ChocoanoLlevar energía limpia, segura y confiable para el Pacífico colombiano y con ello llevar el progreso a esta región del país, es la consigna del Gobierno Nacional con las obras de la línea de Interconexión Cauca- Nariño, proyecto que está en pleno desarrollo para entrar en operación en el segundo semestre de este año.
     
    Esta infraestructura contó con una inversión de $285.000 millones y atenderá con servicio 24 horas a más de 80.000 usuarios de los municipios nariñenses de El Charco, Mosquera, La Tola, Olaya Herrera, Iscuandé y Francisco Pizarro, así como Guapi, Timbiquí y López de Micay en el Cauca.
     
    “Si hay una inversión que está cambiando la vida en el Pacífico es la energía.  Con la  electricidad llega el progreso para las comunidades”, resaltó el Ministro Tomás González Estrada, al tiempo que puso de ejemplo el municipio de El Charco, que desde el año pasado cuenta con electricidad 24 horas, apoyando la labor de entidades tan importantes como el Centro de Educación Regional Superior (Ceres), el Centro de Atención y Reparación de Víctimas y el hospital.
      
    Toda la línea de energía incluye fibra óptica. Este proyecto aporta a la reducción de gases contaminantes y abre la posibilidad de conectividad a Internet con mayor confiabilidad para la toda la región.
      
    “Llevar este servicio a las poblaciones de nuestro país también es llevar seguridad, desarrollo, educación y nuevas oportunidades para la gente. Sabemos que la economía de esta región se soporta mucho en la pesca y quienes se dedican a esta actividad van a poder refrigerar con la certeza de tener energía de manera permanente, apilar mayor cantidad de producto en sus refrigeradores y comercializarlo eficientemente”, recalcó el titular de la cartera minero energética e indicó que de las 39 cabeceras municipales del país con energía 24 horas, 20 son del Pacífico colombiano. En Chocó cuentan con energía 24 horas: Juradó, Acandí, Unguía, Nuquí, Litoral de San Juan y Bajo Baudó.
     
    Así mismo, desde el Ministerio de Minas y Energía se han tomado decisiones orientadas a propiciar la competitividad en la región Pacífico en otros frentes. Una de ellas tiene que ver con la continuidad que en 2015 tendrá el subsidio al diésel marino, para lo cual se expidió recientemente una resolución con la que el Gobierno Nacional busca evitar ajustes exagerados en los costos de los pescadores, los acuicultores y en las actividades de cabotaje de la Costa Pacífica.
      
    Y en materia minera, el Ministerio abandera la política de Formalización Minera con la que se busca darle la mano a los pequeños mineros, con el fin de que realicen esta actividad con los mejores estándares ambientales, de seguridad, laborales y sociales.
     
    Para este fin, el Ministerio trabaja de la mano con las comunidades mineras y las autoridades locales en el Cauca, donde se adelantó desde 2014 la caracterización de la minería a pequeña escala en los municipios de Guapi, Timbiquí y López de Micay. Así mismo, se inició una instancia de diálogo regional y permanente que dará insumos y el plan de trabajo para la caracterización total del departamento, clave en el inicio del programa de formalización en el Cauca como uno de los departamentos priorizados.
     
     
     ·         Avanza la línea de Interconexión Eléctrica Cauca-Nariño, un proyecto que llevará el servicio de energía eléctrica 24 horas a más de 80.000 usuarios en los municipios nariñenses de El Charco, Mosquera, La Tola, Olaya Herrera, Iscuandé y Francisco Pizarro, así como Guapi, Timbiquí y López de Micay en el Cauca.
     
    ·         “Con la energía llega el progreso: mejoran la educación, la salud y los ingresos de las familias que no la tienen”, resaltó este sábado el Ministro de Minas y Energía, Tomás González, desde el municipio de Guapi.
     
     
    paisminero.co
  • Energía renovable, en busca de una regulación clara para ser rentable a largo plazo

    Renovables 2012El gremio que las reúne solicita reglas que les garantice la financiación de proyectos, y poder mantener los beneficios tributarios establecidos.
     
    Las energías renovables, también conocidas como limpias, ganan protagonismo en el mundo a medida que los países se van concientizando de la importancia de garantizar una relación más amigable entre el hombre y el medioambiente. (Lea: ¿Conoce las nuevas tendencias en energías renovables?)
     
    Colombia, por su rica diversidad y su reconocida abundancia hídrica, no quiere ser la excepción y por eso la Asociación de Energías Renovables (SER) lidera la cruzada ante el Gobierno Nacional para que se impulsen proyectos de esta índole. Para ello no basta con la buena voluntad, le piden al Ejecutivo que se establezca una regulación acorde con las características de su rol en la matriz energética del país con el propósito de ser rentables en el largo plazo y, así, poder dar mayor solidez al modelo eléctrico actual, complementándolo y reduciendo los riesgos ante episodios similares al pasado fenómeno de ‘El Niño’.
     
    Alejandro Lucio, director ejecutivo de SER, es un conocedor del sector, fue gerente de Derivex, mercado de derivados de commodities energéticos, y posteriormente fue el fundador de Optima Consultores, también ligada al mercado de energía en el país. Asegura que las energías eólica, fotovoltaica o solar, entre otras, tienen características distintas a la hidráulica o térmica y por eso mismo la regulación que las cobije debe ser especial para poder garantizar su competitividad frente a otras tecnologías de generación.
     
    Las normas para estos proyectos no son la única solicitud que hacen, “el tema de licenciamiento ambiental también es muy importante y por eso deben tener un trato diferenciado para el otorgamiento a proyectos renovables. Estamos a la espera de que la Ley 1715 de 2014 termine de reglamentar cómo serán estos aspectos así como ya lo hicieron algunos de nuestros países vecinos”, puntualiza Lucio.
     
    En Colombia hay varios proyectos para generar a partir del viento (energía eólica) no obstante, solo hay uno en ejecución y la participación de las energías limpias en el mercado eléctrico no llega al 1%, esto debido a la incapacidad de las compañías para alcanzar los cierres financieros que permitan asegurar los recursos del proyecto. Es por esto, que la petición del gremio es generar una normatividad que les permita a los actores interesados en desarrollar estos obtener los recursos para su elaboración teniendo la certeza de que en el largo plazo existirá rentabilidad para los mismos. (Lea: Un 15 % de la energía del país será renovable)
     
    Lucio sostiene que “el potencial eólico en La Guajira es de 20.000 megavatios con lo cual se podría satisfacer la demanda nacional, pero lo que se aspira no es a eso, sino a no darle a esta alternativa de generación un trato tan marginal como hasta ahora”. La diferenciación regulatoria más importante para poder hacer rentable este negocio es apartar a este grupo de lo que hoy se conoce como ‘cargo por confiabilidad’ ya que este, por tratarse de garantizar un mínimo de energía para periodos de escasez dificulta el panorama para las compañías que se dedican a producir electricidad a través de fuentes como el sol o el viento. “No pueden garantizar la entrega de energía porque no tienen el tubo de gas o la mina, sino que depende de factores de la naturaleza”, explicó el Director Ejecutivo de SER.
     
    Añadió que lo que se busca no es desvirtuar la regulación existente, sino poder abrir los espacios para que nuevos competidores entren a la matriz de energía del país bajo unas condiciones que les permitan hacer viable el proyecto. 
     
    “Una de las alternativas al cargo por confiabilidad que se ha analizado con la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) son las subastas de largo plazo, es decir, que la demanda, los distribuidores y los comercializadores de energía se comprometan a comprar energía a 15 o 20 años, pero actualmente no hay incentivos para eso, acá el largo plazo son cinco años y en ese periodo no son rentables los proyectos bajo este modelo de generación”. 
     
    MANTENER LOS BENEFICIOS TRIBUTARIOS
     
    La Ley 1715 establece beneficios tributarios y fiscales para las empresas de energías renovables. Se está reglamentando cómo estas deben obtener los certificados que avalan que tienen derecho a dichos beneficios por lo cual consideran de vital importancia que el trámite ambiental para los proyectos de estas características. 
     
    Así mismo, confían en que con la reforma tributaria que se adelantará en la segunda mitad del año no se toquen dichos beneficios porque es con estos que se le puede dar incentivos y capacidades al sector de renovables para ser rentables y poder competir con los demás agentes del mercado.
     
    Fuente: Portafolio.co 
  • Energía solar, alternativa para problema energético del caribe colombiano

    Solar Cells 708178 640La costa caribe colombiana ha venido atravesando una crisis energética, ya que al año en promedio se va la luz 90 horas, el doble del promedio nacional. En siete departamentos de esta parte de Colombia, la empresa encargada del servicio de energía es Electircaribe y uno de los sectores que más usuarios tiene es: Atlántico con 530.563, donde los habitantes se han afectado por constantes cortes del servicio.
     
    A esta situación, se suma que la compañía tarda al menos tres horas en atender las emergencias, quejas o solicitudes. Otro de los inconvenientes, es que en la mayoría de puntos de atención de la empresa no hay condiciones aptas para resolver los requerimientos a adultos mayores, mujeres embarazadas y personas en condición de discapacidad, ni tampoco hay baños en varias oficinas y se encuentran en mal estado.
     
    Cabe destacar que en los otros seis departamentos de la costa se presentan las mismas fallas en el servicio. A raíz de esta situación el ministro de Minas y Energías, Germán Arce, el pasado 15 de noviembre anunció la intervención de Electricaribe por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos.
     
    Por esas razones, se ha hecho necesario buscar nuevas alternativas de producción de energía para solventar a la población con este recurso que es indispensable para realizar todo tipo de acciones cotidianas.
     
    Una de las grandes soluciones para este problema es el uso de la radiación solar. El director del Grupo de Materiales Semiconductores y Energía Solar de la Universidad Nacional, Gerardo Gordillo, explicó que “la conversión de la energía solar en energía eléctrica es exactamente igual a la que se usa convencionalmente, por ejemplo, con centrales termo eléctricas o que usan carbón o diésel”.
     
    Es así como un grupo de cinco estudiantes de la Universidad del Norte junto a docentes del Instituto Alexander Von Humboldt de Barranquilla; y Mauricio Pardo, presidente del Instituto de Ingenieros, Electricistas y Electrónicos Colombia (IEEE) y director del departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica de la institución; elaboraron el proyecto pedagógico: ‘Energías renovables: el futuro para nuestro país’.
     
    Esta iniciativa consiste en diseñar e instalar una planta de energía fotovoltaica (generador de energía por una radiación luminosa) con paneles solares, los cuales recogerían la luz solar para luego transformarla en energía. Este sistema será instalado en colegios de la ciudad de Barranquilla.
     
    “Básicamente lo que queremos es llevar a los planteles educativos los conocimientos sobre energía solar para que los alumnos la conozcan y vean como se podría solucionar el problema energético de la costa”, explicó Mauricio Pardo.
     
    Este tipo de proyectos no solo dan una solución a los problemas de energías que tienen los habitantes de la costa si no también ayuda a la conservación de los recursos naturales, al respecto el profesor Gerardo Gordillo resaltó que: “en este momento la única forma de frenar el cambio climático es dejar de usar combustible fósiles y utilizando tecnologías a partir de fuentes renovables”.
     
    Cabe destacar que el proyecto está divido en cinco fases que son: teórica, educacional, diseño, instalación y divulgación. En este momento se encuentra en la parte de diseño y se espera que en seis meses ya esté hecho el prototipo para poder instalarlo en el Instituto Alexander Von Humboldt de la ciudad.
     
    El objetivo a gran escala es que los alumnos de ese colegio se conviertan en los transmisores del conocimiento sobre energía solar y así replicar la planta en otros planteles educativos.
     
    “Para que sea viable la generación con energía solar es indispensable que haya mucha radiación solar y la costa caribe tiene un potencial muy grande de este tipo de energía y se suma el viento. Ambos elementos son ideales para generar a través de módulos fotovoltaicos energía. Yo diría que montando plantas a grande escala podrían ser ideales para solucionar el problema de este servicio en la costa y contribuir con el medio ambiente”, afirmó Gordillo.
     
    ElEspectador.com
  • Energía suficiente

    Hidrosogamoso(1)Este año se pospuso la venta de Isagén y proyectos como El Quimbo y Nueva Esperanza enfrentaron retrasos y controversias. ¿Qué pasará en el 2015 si se cumplen los pronósticos sobre el fenómeno del Niño? Las perspectivas no son tan pesimistas.
     
    La escasez de lluvias a principios del 2014 obligó a los generadores hidroeléctricos a conservar sus embalses y a satisfacer la demanda mediante la generación térmica. Como resultado, los precios en el mercado spot (de contado) de Colombia subieron a un máximo anual de 2,7 veces el más alto nivel registrado desde 2013.
     
    En el corto plazo, la adecuada estrategia de los generadores fue recompensada y hoy en día los embalses del país están sanos y los precios mantienen un nivel relativamente normal. Para Alejandro Castañeda, director ejecutivo del gremio de generadores térmicos Andeg, Colombia se encuentra en una buena posición para enfrentar el fenómeno del Niño siempre y cuando este no se extienda más allá de marzo o abril de 2015, momento a partir del cual las presiones sobre los precios podrían aumentar.
     
    Según Business Intelligence (BI) los niveles actuales de los embalses están en capacidad de solventar futuras fluctuaciones en la intensidad de las lluvias así como amortiguar presiones causadas por el crecimiento en la demanda energética del país la cual estará por encima del crecimiento presentado durante el 2014.
     
    La Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) – adscrita Ministerio de Minas y Energía- proyecta un aumento de la demanda eléctrica en Colombia del 2,4 por ciento en 2015 (en su escenario base), en línea con la proyección de crecimiento del país que, según el FMI podría estar en 4,5 por ciento –aunque para los analistas locales estará por debajo del 4 por ciento–.
     
    Asimismo, para enfrentar los retos estructurales del sector en el largo plazo, la industria está bien posicionada: nueve nuevas plantas de energía tanto térmica como hidráulica están programadas para entrar en operación el próximo año, lo que representa alrededor del 11 por ciento de la capacidad instalada actual del país (14.700 MW).
     
    En cuanto a los resultados financieros, en los últimos dos años los ingresos de la industria han crecido por encima del PIB. Si asumimos que esta relación se mantiene, el crecimiento de los ingresos promedio del sector superaría 10 por ciento el próximo año y se estima que las empresas de este sector reporten en promedio márgenes de EBITDA por encima de 31 por ciento anual y a la vez que se materialicen en flujo los proyectos en los que vienen implementando.
     
    Durante el año pasado, los ingresos de las compañías se incrementaron a una tasa de 7,4 por ciento anual. No obstante, dado que tanto el 2013 como el 2014 han sido años con bajo nivel de lluvias y las compañía san teniendo que recurrir a las centrales térmicas para satisfacer la demanda, los márgenes de Ebitda de las empresas generadoras se vieron afectadas negativamente, pasando a un promedio de 31 por ciento en 2013, cifra por debajo del promedio de los años anteriores.  Asimismo las utilidades netas para estas compañías fueron positivas aunque inferiores a las reportadas en años anteriores en gran parte afectadas por una mayor carga impositiva para el sector.
     
    Pese a los resultados, el sector ha continuado invertido fuertemente, pues al 30 de septiembre de 2014, sin incluir a la empresa generadora Gecelca,  las cinco empresas generadoras más grandes del país han destinado más de 2,8 billones de pesos (1.400 millones de dólares) en inversión. No obstante, los recursos estimados para culminar los proyectos en curso serán inferiores al monto total invertido durante el 2014 ya que el esfuerzo de capital ya fue realizado con excepción de Ituango de las Empresas Públicas de Medellín (EPM), el cual se estima una inversión de 5.500 millones de dólares.
     
    Gran parte de los nuevos proyectos en desarrollo han sido financiados a través de deuda, lo que se hace evidente si comparamos la relación deuda/Ebitda que en 2009 era de 1,81, mientras que en 2013 era de 2,53. A finales de 2013, más del 45 por ciento de esta deuda se encontraba en forma de bonos, lo que demuestra que los inversionistas tienen más confianza en la industria energética colombiana. Asimismo las empresas del sector cierran el año con un buen flujo de caja para operar.
     
    Según las estimaciones de BI, la fuerte posición de liquidez de las principales compañías del sector y su adecuado nivel de apalancamiento se deberá mantener a lo largo del 2015. Dado que la etapa de construcción de muchos proyectos culmina, el próximo año el perfil de riesgo del sector será aún más bajo, y a las empresas se les facilitará la consecución de deuda para apalancar nuevas inversiones. Mientras se terminan de ejecutar 3.000 millones de dólares en proyectos el año que viene, ya están presupuestados otros 6.600 millones de dólares para desarrollar nuevas obras. Se espera que estas empresas sigan recurriendo al mercado de deuda con una frecuencia creciente para financiar estos planes de crecimiento.
     
    Pero no todo será fácil. El problema principal de 2015 estará relacionado con los trámites frente a las autoridades competentes y la dificultad para ejecutar proyectos de forma eficaz. A la fecha, de 16 plantas contratadas por el gobierno en las subastas de cargo por confiabilidad entre 2008 y 2011 sólo una se ha completado mientras cinco han sido suspendidas o canceladas y otras cuatro (con una capacidad combinada de 2.874 MW y una inversión de 6.300 millones de dólares) enfrentan retrasos.
     
    Para solventar tal situación, la administración de Santos ha puesto en marcha el programa Proyectos de Interés Nacional y Estratégico (Pines) que busca priorizar la ejecución de las obras más importantes para el país. Planeación Nacional ha identificado más de 30 procesos diferentes que deban adelantar los interesados para recibir todas las licencias necesarias, por lo que se busca la coordinación de las organizaciones gubernamentales involucradas para así acelerar el desarrollo de las construcciones. Esta salida suena prometedora, pero hasta el momento el programa no ha registrado resultados que comprueben su eficacia.
     
    Otro desafío será el desarrollo de la red de distribución del país en paralelo con las inversiones en generación. Según el Consejo Mundial de Energía, Colombia ocupa el puesto 85 de 129 en términos del acceso de la población a la electricidad. Todas las inversiones que se hacen en el sistema de generación no tendrán el impacto deseado si la población no tiene acceso efectivo al servicio.
     
    Si Colombia logra encausar sus esfuerzos para superar los problemas de implementación y los fundamentales económicos se mantienen sólidos, todo apuntaría a que el 2015 será un año de cosecha para el sector eléctrico de Colombia.
     
    Fuente; Semana.com
  • Energía: Más cerca de un nuevo modelo

    Energiaeolica 90Hablar sobre energías limpias y renovables, nuevos modelos energéticos, sostenibilidad y autosuficiencia en la utilización de los recursos necesarios para la vida humana y animal, podría resultar, en cierta medida, como un tema lejano y ajeno y que solo preocupe a catedráticos, expertos e instituciones. Sin embargo, es un tema que debería preocupar también a la comunidad en general.
     
    Y no es para menos. El modelo energético imperante, afirman algunos, no sólo en Colombia sino en todo el mundo, está condenado a la extinción.
    El excesivo consumo de carbón, petróleo y otros combustibles fósiles está supeditado no solo por modelos políticos, sociales; también, por económicos. La necesidad de más y más gasolina, en especial para la movilidad, conlleva al incremento monetario por su obtención; en una lucha incesante y entre consumidores y productores.
     
    Más por menos
     
    Sin embargo, existen otras alternativas a esta problemática. Es un camino lento pero seguro. Tener energía utilizando otros medios distintos a los tradicionales, ya no es ni será un lujo. Más bien, una necesidad. Y no solo por el bien de la humanidad, sino también del planeta y de todo lo que en él habita.
    Algunos países ya han tomado medidas al respecto. En Estados Unidos, por ejemplo, el gobierno de Barack Obama anunció una iniciativa de ley diseñada para que las personas tengan acceso a hogares e instalaciones basadas en energía solar; en especial para aquellos que no pueden pagar un panel (instrumento necesario para su utilización) ni su instalación.
     
    Las energías del futuro
     
    Colombia no se queda atrás. Las fuentes hidroeléctricas del país han provisto de energía, desde hace algunos años, a muchos hogares a lo largo y ancho del territorio. En Médellín, se inició con el Metro y el Metrocable, como apuestas saludables al medio ambiente. Su más reciente proyecto incluye el Tranvía de Ayacucho, y todo impulsado por la energía eléctrica.
     
    La Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) en Medellín, por ejemplo, probó un modelo de movilidad basado en el sistema eléctrico: un bus. La idea nació como una respuesta a la resolución de unos de los problemas más graves de la ciudad: la mala calidad del aire y su consecuente impacto en la salud pública.
    El bus eléctrico, asegura el docente e investigador del Grupo de Transmisión y Distribución de Energía de la UPB, Andrés Emiro Díez Restrepo, “tiene cero emisiones en la ciudad, disminuye los niveles de ruido, tiene un bajo consumo de energía, que proveería Empresas Públicas de Medellín (EPM), y en el caso de Colombia, usaría mayoritariamente con energía hidroeléctrica renovable”.
     
    Otro caso de éxito es el vehículo solar de la Universidad Eafit y EPM. Este vehículo equipado con paneles fotovoltaicos que obtienen su carga directamente del sol para poder movilizarse. Y viajará durante un mes por el océano Atlántico antes de participar (por segunda vez) en el World Solar Challenge 2015 en Australia. El modelo está diseñado para alcanzar los cien kilómetros por hora.
     
    Falta cultura y conciencia. El modelo energético actual durará hasta cuando las personas así lo quieran.
     
    Sin embargo, puntúa Díez Restrepo, “el reto mundial consiste en que cada vez más la energía utilizada para la producción de electricidad provenga de fuentes renovables, usando cada vez menos fuentes fósiles como el carbón, el petróleo o el gas natural. El caso colombiano es privilegiado, porque contrario a las potencias desarrolladas como Estados Unidos, China, y la Comunidad Europea, nuestra energía eléctrica tiene un origen de baja huella de carbono, que es como se mide la contribución al cambio climático”.
     
    Fuente: elcolombiano.com
  • Energías renovables con petróleo barato

    Energias AlterUn 4,8% de la energía eléctrica en Colombia es generado por energías renovables no convencionales. Lollie-Pop - Flickr

    Ha pasado ya más de un mes desde que el precio del petróleo cayó a 46,51 dólares el barril, el más bajo que se ha registrado desde 2009. Durante este mes, al Gobierno no le quedó otra opción que hacer ajustes presupuestales, las petroleras corrieron a recortar sus gastos operacionales y el peso colombiano perdió poder frente al dólar. En medio de toda esta turbulencia económica, una pregunta quedó en el aire: ¿tendrá la caída del precio del petróleo algún impacto en el desarrollo de las energías renovables en Colombia?

    El sentido común diría que al bajar el precio del petróleo, las energías renovables dejarían de ser una inversión atractiva. Sin embargo, lo que está ecuación ha olvidado es que el mercado energético actual no es el mismo que hace 20 años y las energías renovables han encontrando su propio nicho. Las energías renovables y el petróleo no siempre compiten directamente.

    En Colombia, el petróleo está destinado en su mayoría a servir de combustible para el transporte. Las energías renovables se han acomodado para suplir la demanda de energía eléctrica doméstica. De hecho, del total de generación eléctrica el mes pasado (5.392 GWh), 64,7% fue producido por las grandes hidroeléctricas, consideradas una fuente de energía renovable convencional. Un 4,8% fue generado por energías no convencionales (pequeñas hidráulicas, pequeñas térmicas y eólica) y 0,61% por cogeneradores. El 28,2% de energía eléctrica restante es generado a partir de energía térmica (carbón y gas).

    Javier Sabogal, especialista en Economía Verde de WWF-Colombia, no cree que la caída de los precios del petróleo impacte directamente el balance actual de energía. En cuanto al biodiésel y el etanol, estos tienen garantizado por ley un porcentaje en la mezcla de combustibles para transporte y por lo tanto están blindados.

    En cuanto a las energías renovables no convencionales, su crecimiento está más ligado a lo que ocurra con la producción de energía hidroeléctrica. El único lugar en que los precios bajos del petróleo podrían impactar el crecimiento de las energías renovables en Colombia es en las llamadas “zonas no interconectadas”. La entrada de estas energías para desplazar al diésel sí podría retrasarse.

    Pensando en el futuro, Manuel Rodríguez Susa, director del Centro de Investigaciones en Ingeniería Ambiental de la Universidad de los Andes, cree que lo que determinará qué energía es más competitiva serán los costos externos, que hoy no se integran en el precio de producción energética.

    “El costo social y los efectos de la quema de combustible son costos externos que uno no los ve, y que cuando son internalizados, cambian el panorama. Cuando uno los compara, los costos no son tan diferentes”, explica Rodríguez.

    Por esto, para él, la proyección de las energías renovables en Colombia debería desarrollarse de forma independiente de lo que suceda con el precio del barril de petróleo.

    Una idea con la que coincide Javier Gutiérrez, presidente de Ecopetrol, quien cree que una política energética con reglas claras permitirá el florecimiento de las energías renovables, independientemente de las variaciones en el precio del petróleo.

    Análisis recientes de publicaciones como The Guardian, Forbes y BBC News, han llegado a la conclusión de que la caída del precio del petróleo no dificultará el desarrollo de las energías renovables. De hecho, se afirma que en Norte América y Europa el impacto de la caída del precio del petróleo sobre la energía solar y eólica es cero, ya que los precios producidos por esta energía no tienen ninguna relación con lo que este pasando con el petróleo.

    A nivel mundial, las energías renovables se están empezando a ver como mercados aparte, donde cada país usa los recursos a su alcance para generar energía.

    La cuestión, entonces, es seguir buscando alternativas que blinden la oferta energética de fenómenos como la volatilidad del petróleo o el fenómeno de El Niño, que afecta la capacidad de producción de las hidroeléctricas. Porque, como lo dijo el Bernstain Research en noviembre, “la energía renovable es una tecnología. En el sector tecnológico, los costos siempre bajan. Los combustibles fósiles son extracciones. En las industrias extractivas, los costos siempre suben”.

     

    Fuente; ElEspectador.com

  • Especulación en Colombia aumentaría precio de la energía

    Electricd 4El fenómeno de El Niño provoca controversia entre generadoras y grandes empresas. Las primeras dicen que la confiabilidad está garantizada, las otras que no hay disponibilidad suficiente del insumo a precios competitivos.
     
    La alerta del Ideam sobre la prolongación del fenómeno de El Niño, incluso, hasta diciembre, además de causar preocupación por un posible desabastecimiento de agua para consumo de los colombianos, también tiene enfrentadas a las generadoras de energía con las empresas consumidoras. La razón: el incremento de los precios del servicio.
     
    Aunque el sistema está diseñado para garantizar que el país no se apague ni en las condiciones más adversas, las tarifas, de continuar las situaciones climáticas como la actual, aumentan su dependencia de la especulación. La entrada en funcionamiento de la generación con líquidos (combustibles) es casi 25 veces más cara que la que producen las hidroeléctricas y empiezan a guiar el mercado.
     
    “Los avatares del clima tienen una incidencia más alta si no hay disponibilidad de energía suficiente a precios competitivos. Producimos a buenos precios en las hidroeléctricas y en las plantas a carbón, pero las tarifas las dominan los costos de operación que tienen las plantas a gas y las que trabajan a base de combustibles líquidos. Cuando hay temores por condiciones climáticas adversas los precios se disparan a niveles exorbitantes”, manifiesta la presidenta de Asoenergía, el gremio de los grandes consumidores, María Luisa Chiappe.
     
    Para esta época, y teniendo en cuenta las condiciones climáticas, los embalses presentan un nivel adecuado. Sin embargo, según el presidente de Andeg, Alejandro Castañeda, de las precipitaciones de agosto, septiembre y octubre dependerá que las plantas térmicas aumenten su participación en la generación, en algunas ocasiones produciendo hasta el 50% de la demanda nacional.
     
    “El nivel agregado de los embalses es del 66,38%. Estas acumulaciones de agua se han venido recuperando desde marzo, cuando tuvieron niveles cercanos a 40%. Siempre se busca estar por encima de un 60% previo a que inicie un verano o un fenómeno de El Niño. Esto se ha logrado con una participación térmica importante que ha venido aportando entre un 30% y un 40%”, aclara.
     
    El problema ahora es para las empresas que no contrataron con anticipación el abastecimiento del insumo. Aunque en el caso de Colombia entre el 85% y el 90% de la demanda está cubierta, quienes no hacen parte de esa cifra están sometidos a precios que el mercado determina de acuerdo con los de las plantas que producen con líquidos.
     
    El director de Óptima Consultores, una de las firmas asesoras más importantes del sector energético, Alejandro Lucio, explica que los precios del mercado regulado no deben aumentar, pues al tratarse de futuros los contratos vienen negociados hace dos o tres años. Entre tanto, “los precios sí van a aumentar en los próximos años por factores como el fenómeno de El Niño. Los contratos para cubrir la demanda regulada en 2017 sí están cerrando a precios muy superiores a los actuales”.
     
    Los demandantes industriales y comerciales no regulados han visto, desde el año pasado, cómo aumentan los precios que pagaban por el servicio de energía eléctrica. En la renovación de los contratos han llegado a cancelar 30% más de lo que cancelaban en la tarifa anterior, según Lucio.
     
    “Hay que contratar con anticipación para obtener buenos precios. Este año ya está vendido y 2016 también. No se debería especular con la energía y esperar a que las tarifas caigan porque, por ejemplo, el distribuidor residencial que no contrató pues va a afectar a los usuarios residenciales, es decir, su bolsillo y el mío”, aseguró la presidenta de Acolgen, Ángela Montoya Holguín.
     
    Pero los factores que hoy tienen al alza los precios en el mercado no necesariamente tienen que ver con que los consumidores dejaron la “diligencia para el final” sino, también, a la disminución de los aportes hídricos de los embalses desde 2013, la incertidumbre por la disponibilidad de contratos firmes de gas para generación de energía y el atraso de la entrada en funcionamiento de megaproyectos de generación.
     
    “La mezcla de oferentes de energía está privilegiando la permanencia en el mercado de una serie de plantas ineficientes que están subiendo los precios y exacerban coyunturas, como la actual, por temores por el clima. El Ministerio de Minas y la CREG tienen que aceptar que el sistema no es confiable a precios competitivos. En esas condiciones es muy susceptible a la especulación”, señaló Chiappe.
     
    Fuente: Elespectador.com
     
     
     
  • Estrategia del Ministerio de Minas para Mejorar energía en el Caribe

    Ministro CaribeEl Ministro de Minas y Energía Tomás González Estrada presentó en las ciudades de Santa Marta y Cartagena el Plan5Caribe, medida que dará salida a las dificultades que enfrenta la Costa Caribe por el servicio de energía eléctrica. Se reunió con autoridades locales y regionales, legisladores y empresarios de ambas regiones, además, dialogó con líderes de algunas comunidades y medios de comunicación.
     
    El Ministro González convocó a la empresa Electricaribe y a la Superintendencia de Servicios Públicos para explicar el alcance de la propuesta hecha por el Gobierno Nacional así como los compromisos que adquieren las partes. "Queremos garantizar la prestación del servicio independientemente del nombre de la empresa, ese es nuestro compromiso y los componentes del Plan5Caribe están pensados para lograrlo", manifestó el Ministro. ”Nuestro interés es que la región sea motor de equidad, competitividad y polo de desarrollo para el país”, agregó.
     
    En la segunda visita regional que adelanta el MinMinas en el marco de una gira para socializar y explicar el Plan5Caribe, González presentó los cinco puntos esenciales con sus medidas de la siguiente manera:
     
    Primero. Más de $4 billones para 394 proyectos del sistema de transmisión regional y nacional, y el Sistema de Distribución Local  identificados como estratégicos para el Caribe, donde se incluyen desde dobles calzadas hasta vías locales, que llevarán la energía a los hogares: 
    -11 proyectos del Sistema de Transmisión Nacional (STN) para la región Caribe por $2.2 billones pesos, de los cuales ya hay nueve adjudicados  
    -44 proyectos del Sistema de Transmisión Regional  (STR) para la región Caribe por $756 mil millones de pesos (en ejecución, que entrarán en 2016) 
     -339 del Sistema de Distribución Local por $1.1 billones. 
     
    Segundo. Se plantearon tres acciones, para apoyar a las familias de menores recursos en la Costa Caribe, que beneficiarán a cerca de 2 millones de familias: 
    - Con base en el Plan Nacional de Desarrollo se continuará con el subsidio del 60% para estrato 1 y 50% para estrato 2. 
    - Un incremento en los recursos del Fondo de Energía Social (FOES), que beneficiará a alrededor de la mitad de las familias del Caribe 
    - La unificación del mercado de usuarios de Electricaribe y Energía Social, acabando con una anomalía donde los barrios de escasos recursos percibían en algunos casos, cargos de comercialización más altos que en los estratos altos. 
     
    Tercero. El Gobierno Nacional incrementará a partir de 2016, los recursos para inversiones a través de las siguientes acciones: 
    - Se incrementarán los recursos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE) para los próximos años, esto significa que más familias colombianas podrán tener una energía segura, confiable, y con posibilidades de pago, y además, se realizará el pago de 205 mil millones de FOES de vigencias anteriores. 
     
    Cuarto. Atracción de nuevas empresas para que inviertan en la zona, realizando convocatorias de los proyectos del STN y del STR, esto significa abrir el mercado a competencia. 
     
    Quinto. Se buscará garantizar la ejecución del plan de inversión a través de un esquema de seguimiento y control efectivo, donde la Superintendencia de Servicios Públicos y Domiciliarios tendrá una mayor capacidad de acción para defender a los usuarios. Con el Plan Nacional de Desarrollo se endurecieron las multas para personas jurídicas, llegando hasta los 100.000 SMLM. 
     
    Una vez se cuente con la nueva reglamentación se podrán determinar multas más severas, específicas por infracciones que afectan a un mayor número de usuarios y por reincidencia del prestador, entre otros. Las conductas podrán ser agravadas, por ejemplo, por el incumplimiento de compromisos adquiridos con la misma Superservicios. 
     
    “El Plan5Caribe es una propuesta donde todos ponen, todos vigilan. Ninguna de las soluciones funcionaría sola, estamos llamados a mirar hacia el futuro y a asumir compromisos con acciones claras, concretas y visibles para solucionar las dificultades de la energía en la Costa Caribe, y que esta a su vez, sea motor de equidad, competitividad y desarrollo de la región”, concluyó González.
     
    MME
  • Exprimiendo las nubes

    Nubes AguaProyecto ruso para conseguir agua. Creadores aseguran haber desarrollado una fuente de energía renovable y limpia.
     
    ¿Es posible obtener agua pura y energía eléctrica directamente de las nubes, sin contaminar el medioambiente y de una forma rentable y ecológicamente sostenible?
     
    El ingeniero ruso Andrew Kazantsev y su equipo están a punto de conseguirlo por medio de un innovador sistema: un aerostato del que cuelga un malla condensadora de grandes dimensiones, la cual absorbe el vapor, lo condensa y lo transforma en gotas de agua, que se precipitan a tierra a través de un conducto.
     
    El tercer componente de esta tecnología denominada AirHES (abreviatura de ‘air hydroelectric station’, o central hidroeléctrica aérea) es un turbogenerador situado en el suelo, del que puede obtenerse agua fresca y limpia, o bien corriente eléctrica, ambas ‘verdes’ como las llama Kazantsev, aunque lo correcto quizá sería ‘blancas’, debido a su fuente original.
     
    Para Kazantsev, “la tecnología ‘cloud power’ (poder de las nubes), consistente en recoger el vapor y canalizarlo a tierra en forma de agua o para transformarlo en energía, podría ser la solución para la hipotética crisis mundial del agua que algunos expertos vaticinan que podría producirse hacia el 2050, si se sigue consumiendo este preciado líquido al ritmo actual, y cuando la demanda de este recurso natural llegue a superar su disponibilidad”, según explica.
     
    “Este sistema también podría ayudar a solucionar los retos ambientales y económicos, que enfrenta nuestro planeta debido al uso masivo y la dependencia para producir electricidad, de combustibles fósiles como el carbón, que podrían acabarse en dos siglos, y también surgidos de la inestabilidad climática, la contaminación del aire y el uso de la energía nuclear, que genera desechos radiactivos y riesgo de accidentes”, agrega Kazantsev.
     
    “AirHES es un globo meteorológico, como los que existen en la actualidad y que pueden subir a miles de metros de altura en el cielo, pero nosotros los dejamos a la altura de las nubes, donde utilizamos una gran "colector", que cuelga del aerostato, y captura la humedad de las nubes que lo atraviesan. El agua recogida se envía a tierra por medio de unos conductos y la presión que acumula al descender sirve para generar energía eléctrica mediante un turbogenerador”, explican desde la compañía.
     
    El componente principal de este sistema es el "colector de nubes": una malla que cuelga verticalmente en el aire y que atrapa la humedad en sus fibras.
     
    El agua capturada corre hacia abajo debido al recubrimiento especial en la malla, y llega -mediante canales y embudos- a un reservorio situado en la parte inferior del colector para, desde allí, bajar al suelo terrestre, señalan los inventores del sistema.
     
    Según Kazantsev y su equipo, el mecanismo de elevación de los colectores AirHES es el aerostato o ‘Blimp’, básicamente un gran globo aerostático convencional para vigilar las condiciones meteorológicas y las temperaturas entre los 18.000 y los 36.000 metros de altura en la estratosfera, aunque -como explica Kazantsev- “solo necesitamos elevarlo a unos 2.100 metros hasta a las nubes de nivel medio de la troposfera”.
     
     
     
    EFE/Reportajes
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
     
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  • Falta competitividad en el Sector: Asoenergía

    En el Primer Foro sobre Política Energética y Competitividad, convocado por Asoenergía, el gremio que reúne a los grandes consumidores de energía, los representantes de la industria coincidieron en señalar que la competitividad sigue siendo la tarea pendiente de la regulación de sector. 

    ·        Expertos analizaron problemática del sector en el Primer Foro sobre Política Energética y Competitividad, realizado por Asoenergía.
     
    ·        Precio de escasez y sustitución de generadoras no competitivas, temas que más preocupan a los grandes consumidores. 
     
    ·        Segunda regasificadora en el Pacífico implicará mayores tarifas para los consumidores de gas.

    Potencia EnergeticaMaría Luisa Chiappe, presidenta de Asoenergía y anfitriona del evento, señaló que “durante los últimos cinco años los precios de la energía han aumentado a una tasa promedio de 9% anual en términos reales, sin que notemos acciones regulatorias concretamente dirigidas a cambiar esta tendencia que está deteriorando lamentablemente nuestro ‘costo país’ y nuestra capacidad para recibir inversión extranjera”.

    Asoenergía presentó los resultados de una encuesta realizada entre sus afiliados que reveló la existencia de mayores barreras para acceder a contratos de energía de largo plazo. “88% de las empresas experimentó aumentos de precios en los contratos durante el año 2016, a pesar de las mejores condiciones hidrológicas, y más de la mitad de las mismas declaró haber recibido ofertas con precios superiores a $200/kWh por concepto de generación. Este valor equivale a US$80/MWh por concepto de solo generación, comparado con tarifas totales que oscilan alrededor de US$70/MWh por nuestros competidores internacionales, pero que incluyen generación, transmisión, distribución y comercialización”, señaló la líder gremial. 

    La raíz de este problema es la insuficiencia de generación a precios competitivos. SI bien se reconoció que el sistema superó la crisis derivada del fenómeno de El Niño sin acudir a un racionamiento, también se hizo énfasis en que esa confiabilidad se ha logrado a un costo muy alto. En este sentido, cualquier aumento al precio de escasez antes de sustituir las termoeléctricas menos competitivas, no solo validaría sus ineficiencias, sino que sería un golpe lapidario para los consumidores industriales y residenciales, afectando el crecimiento económico y la competitividad de la producción nacional. Por ello, los grandes consumidores insistieron en la necesidad de expedir en firme la Resolución CREG 109 de 2015, que se publicó para comentarios hace más de un año.

    Los usuarios pagan un millón de dólares diarios por sobrecostos en la transmisión eléctrica

    Durante el foro, Asoenergía advirtió que las ineficiencias afectan a toda la cadena de los servicios de energía y gas. Ejemplo de ello son los sobrecostos para compensar la insuficiencia de redes de trasmisión, denominados Restricciones, que ascienden a USD 340 millones por año, es decir que los consumidores pagan cerca de 1 millón de dólares diarios por este concepto. Esto obedece a los retrasos en la expansión de la red de transmisión, y a la ausencia de penalidades por fallas en la ejecución. Asoenergía solicitó acometer urgentemente la expansión de la red de transmisión eléctrica, y estructurar un esquema de responsabilidades y penalidades que garantice el cumplimiento de la misma.

     

    No a una nueva regasificadora en el Pacífico

    Uno de los principales temas abordados en el Foro fue la coyuntura del mercado del gas en el país, el impacto del inicio de las importaciones de gas a través de la nueva planta regasificadora de Cartagena, y lo que podría significar una nueva planta en el Pacífico. Las tarifas del gas en Colombia ya superan US$1,5/Mbtu, mientras en el resto de la región no exceden US$1/Mbtu.

    Al respecto Chiappe, manifestó: “la importación de gas constituye la única solución que están ofreciendo las autoridades para mejorar el balance entre oferta y demanda de este combustible, con lo cual el precio interno, para todos los usuarios, tenderá a igualarse con el precio de importación. Los planificadores y reguladores deben tener en cuenta que las industrias nacionales dependientes de gas serían inviables si los precios en planta llegaren a niveles superiores a US$7/Mbtu”. 

    Una de las preocupaciones más inquietantes para la industria es el incremento que tendrán las tarifas de transporte de gas de todos los consumidores para financiar la regasificadora que se planea construir en el Pacífico. Asoenergía considera que este proyecto debería ser financiado exclusivamente por las termoeléctricas del interior del país, pues el propósito de la planta será respaldar el cumplimiento de sus obligaciones de energía firme, para lo cual ya reciben ingresos por cargo por confiabilidad. 

    Industria golpeada por altos costos de la energía

    La encuesta presentada por Asoenergía reveló que más de 60% de las empresas ha perdido participación de mercado con sus pares internacionales debido a los altos costos de la energía, 43% ha reducido su producción y 31% han eliminado empleos. En términos de competencia internacional, 38% mantuvo la producción en Colombia, pero los proyectos de ampliación se trasladaron a otros países, y la cuarta parte ha tenido que trasladar parte de su producción a otros países. 

  • FEM: Colombia tiene el 8vo mejor sistema energético del mundo

    Foro Eficiencia

    El anuncio fue hecho  por Roberto Bocca, director de industrias energéticas y miembro del comité ejecutivo del Foro Económico Mundial (FEM) en el evento Seguridad Energética con Equidad organizado por el Ministerio de Minas y Energía en el Hotel Tequendama.
     
    El Global Energy Architecture Performance Index Report 2016 (EAPI) es un informe anual que ofrece una comparación que ayuda a los países a orientar los retos relacionados con la transformación energética e identificar oportunidades en sus sistemas energéticos. El estudio de este año analiza la arquitectura energética de 126 países en función de su capacidad para ofrecer acceso a la energía en las tres dimensiones del conocido «triángulo de la energía»: 1) accesibilidad; 2) sostenibilidad medioambiental; y 3) seguridad y acceso.
     
    “El sistema energético colombiano es bastante fuerte y a pesar del Fenómeno de El Niño el país va muy bien. La imagen que yo tengo del sistema energético colombiano es como la de un Ferrari, qué es muy bueno,  y que  debe seguir preparándose, ir a pits y seguir evolucionando”, expresó Roberto Bocca.
     
    De 126 países analizados, en las diez posiciones de privilegio se encuentran siete países europeos, uno de Oceanía y dos países latinoamericanos, Colombia y Uruguay. Para esta edición del reporte, el EAPI ubicó a Colombia en el octavo lugar y expone la evolución del sector energético colombiano, en aspectos como la capacidad de generación hidroeléctrica, que tiene un potencial de crecimiento de hasta seis veces superior a la capacidad actual.
     
    “La coyuntura que atraviesa el sector eléctrico por cuenta del Fenómeno de El Niño es difícil, y a pesar de esto el índice del Foro Económico Mundial reconoce la fortaleza y robustez que tiene este sector. Más de dos décadas de trabajo han permitido que el país cuente con 20 puntos más de cobertura para llegar al 97% de familias con energía eléctrica; que ha tenido una expansión significativa en sus centrales de generación, ha avanzado en la reducción de pérdidas, y que ha logrado ser más eficiente y tener más jugadores en el mercado” afirmó Ministro de Minas y Energía, Tomás González.
     
    La visión de sector ha hecho que el Ministerio de Minas y Energía, con una visión a mediano y largo plazo, haya avanzado en el desarrollo de planes y ajustes regulatorios que dinamicen y hagan más atractiva la inversión y permita al país  aprovechar potenciales, por ejemplo, como la generación eólica que encuentra en la Guajira el más grande del país y que diversificará la matriz de generación de energía eléctrica.
     
    Sobre el índice de energía
     
    Según el Foro Económico Mundial (FEM), existen tres tendencias claves que están transformando el panorama, presentan oportunidades y nuevos retos:
     
    1. Infraestructura y resiliencia: la transición hacia más energías renovables y reservas diversificadas está creando oportunidades y retos para la seguridad energética. El rápido crecimiento de las energías renovables está apoyando la diversificación de fuentes energéticas y reforzando la seguridad. Se espera que la capacidad de generación distribuida desde fuentes intermitentes se duplique en la próxima década. Este crecimiento representa un potencial a largo plazo en la mejora de rendimiento en toda la cadena de valor.
     
    2. Disrupción digital: El crecimiento de redes eléctricas inteligentes y activos interconectados ofrece importantes ventajas, ya que los datos pueden usarse para optimizar la producción y el consumo de energía. Pero también puede hacer que la disrupción tenga un mayor efecto dominó en los mercados y en los precios de la energía. La convergencia de la infraestructura física y digital (sobre todo en electricidad) está provocando una mayor sensibilidad sobre la ciberseguridad de los sistemas de redes.
     
    3. Un nuevo orden mundial de seguridad energética: el reequilibrio de la oferta y la demanda de energía está dando lugar a un reequilibrio de poder y a un nuevo orden mundial de seguridad energética. La reciente caída de los precios del petróleo ha producido un importante trasvase de la riqueza, de los exportadores netos de petróleo a los importadores netos. Al mismo tiempo, el desarrollo de fuentes no convencionales de petróleo y gas y las recientes desaceleraciones económicas en los mercados emergentes, tales como China e India, han contribuido a reajustes en el precio en el marco de un cambio general en los patrones de oferta energética. MME

     

  • Fitch Ratings espera menor consumo de energía en el 2015

    Energia BombillaUn reporte de la calificadora Fitch Ratings indica que los precios del petróleo afectarán la demanda.

    Una menor demanda y precios volátiles es lo que espera FitchRatings para el sector energético colombiano este año.

    La firma emitió un balance en el que pronostica un crecimiento por debajo del 4,4 por ciento, que fue la variación presentada en el 2014.

    Esta desaceleración se explica por la caída en los precios del crudo, aseguró la firma en un informe sobre el sector en Colombia.

    “Las compañías que se verán directamente afectadas por la caída de los precios del petróleo son Ecopetrol, Pacific Rubiales y Drummond Colombia, que representan cerca del 4 por ciento del crecimiento de la demana de electricidad. La expectativa de un menor crecimiento de la demanda junto con un programa continuado de expansión de la capacidad de generación, podría ejercer una presión a la baja en los precios en el 2015”, explicó Fitch.

    Sin embargo, la firma aseguró que en el mediano plazo la volatilidad se mantendrá en los precios en bolsa de la energía, dada la inestabilidad del clima y la dependencia a la generación hidroeléctrica del sistema colombiano, explica el informe.

    De acuerdo con Fitch, la capacidad de generación de este año crecerá en 6 por ciento (904 megavatios adicionales) a 16.363 megavatios, lo que le dará al país un cómodo margen de reservas de energía de 37,8 por ciento.

    La firma asegura que, con los proyectos en firme que deben construirse en los próximos años, el país tendrá suficiente capacidad para atender la demanda creciente hasta el 2018.


    Fuente: Portafolio.co

  • Fracking en Colombia requiere más estudios: Contraloría

    Fracking MdnAl hacer seguimiento a su Función de Advertencia de 2012 sobre el fracking, la Contraloría considera que subastar bloques para la explotación de hidrocarburos no convencionales, sin definiciones ambientales, como hizo la ANH, implica riesgos innecesarios.
     
    Tras analizar y evaluar las medidas que ha adoptado el Gobierno ante los potenciales riesgos que implica permitir en Colombia la explotación de hidrocarburos no convencionales, empleando el llamado fracturamiento hidráulico o “fracking”, la Contraloría General de la República consideró que no se ha atendido el Principio de Precaución y falta adoptar determinaciones que permitan prevenir o evitar efectos negativos sobre los recursos naturales, el recurso agua y la salud pública.
     
    En una Actuación Especial de Seguimiento de la Contraloría Delegada de Medio Ambiente a la Función de Advertencia que sobre el mismo tema emitió la CGR en septiembre de 2012, se establecieron tres hallazgos administrativos con posible incidencia disciplinaria relacionados con las decisiones que sobre el tema han tomado el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
     
    La Contraloría recordó que el deterioro de la calidad de las aguas, fuente de vida para las siguientes generaciones, es un riesgo que ha llevado a la prohibición o restricción de las actividades de explotación de hidrocarburos no convencionales alrededor del mundo.
     
    En este nuevo pronunciamiento, el organismo de control es claro en señalar que “la apuesta en Colombia de esta actividad falta a principios constitucionales como los de Prevención y Precaución y a los desarrollos filosóficos y jurídicos que constituyen los llamados derechos de tercera y cuarta generación, en particular en referencia al ambiente sano, la calidad de vida y a evitar las deudas y pasivos intergeneracionales a costa de los recursos del Estado”.
     
    En la Función de Advertencia a la que se hizo seguimiento, la Contraloría había señalado los posibles riesgos que implica permitir en Colombia la explotación de hidrocarburos no convencionales mediante el llamado “fracturamiento hidráulico”, que ha sido prohibido, suspendido o restringido en países como Francia, Bulgaria, Rumania, República Checa y Australia, al comprobarse varios efectos negativos en materia ambiental.
     
    Igualmente, la Contraloría consideró en esa Función de Advertencia, que el fracturamiento hidráulico, como herramienta empleada para la explotación de los hidrocarburos no convencionales, conlleva un riesgo latente para el patrimonio ambiental, por los potenciales riesgos de contaminación de aguas superficiales y subterráneas y las posibles afectaciones por el desencadenamiento de sismos.
     
    La Función de Advertencia emitida en 2012 solicitó a las entidades correspondientes (Ministerios de Ambiente y de Minas, la ANH y la ANLA) adoptar las medidas necesarias y suficientes para asegurar la preservación del patrimonio natural de los colombianos.
     
    Al evaluar ahora las medidas adoptadas desde entonces, la Contraloría señaló que el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible no ha emitido oportunamente los términos de referencia ambientales para la fase de explotación de hidrocarburos no convencionales dentro del principio de precaución enunciado en la Ley 99 de 1993 (artículo 1, numeral 6).
     
    Además, que el Principio de Precaución tampoco fue tenido en cuenta por el Ministerio de Minas y Energía al expedir la norma técnica para la explotación de Yacimientos de Hidrocarburos no Convencionales, Resolución No. 90341 del 27 de marzo de 2014, que según la Contraloría presenta deficiencias dado que aborda la generación de la línea base técnica y toca tangencialmente aspectos como hidrogeología y sismotectónica de forma muy general y a escalas que no son las adecuadas si se requiere realizar un control riguroso (técnico y ambiental) a los efectos potenciales generados o asociados a la actividad de exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos no convencionales.
     
    En cuanto a la ANH, la CGR consideró que la subasta de 19 bloques para la exploración de hidrocarburos convencionales que realizó esta entidad el 23 de julio de 2014 (Ronda Colombia 2014) se hizo sin que existiesen previamente los términos de referencia ambiental específicos para la fase de explotación, dejando de lado o desconociendo así los riesgos que implica la carencia de esta normativa sobre el proceso extractivo y los recursos naturales.
     
    “Subastar bloques sin las definiciones ambientales del caso, implica entre otros, riesgos innecesarios de orden legal y ambiental, que no son aceptables dado que el escenario de efectos negativos potenciales frente al tema es conocido en el mundo del petróleo”, advirtió la CGR al respecto.
     
    La CGR considera que hubo falta de coordinación entre la ANH y la autoridad ambiental ANLA en el proceso de la adjudicación o de subastas de bloques en la ronda 2014, en el cual se recibió solicitud para apenas 1 bloque.
     
    A la fecha no se tiene un estudio especializado en manos del Gobierno, Ecopetrol o el Instituto Colombiano del Petróleo ICP y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que establezca un panorama de riesgos de esta metodología de producción. Y si existe, no fue remitido a la CGR, para su respectivo análisis y conocimiento. 
     
    Según la Contraloría se requiere estudios adicionales, ya que “no están desarrollados de forma previa, en escala adecuada, con el cubrimiento requerido y debidamente actualizados los estudios base previos y requeridos para la explotación de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales (YHNC)”, sostiene el informe del organismo. 
     
    A criterio de la Contraloría, el programa de gestión representa un avance en el tema del fracking, sin embargo, presenta deficiencias dado que se soporta más en los desarrollos de Estados Unidos y Canadá y no se ajusta a las condiciones geológicas propias del país.
     
    La situación anterior ha implicado que se requiera de estudios adicionales por parte del Servicio Geológico Colombiano y Colciencias, que no aseguran estén concluidos o con resultados finales antes del inicio de la fase de explotación con la utilización de la técnica del fracking.
     
    Aunque la Contraloría reconoce la labor que el Gobierno ha desarrollado para contar con marcos normativos de orden técnico y ambiental en el tema de la explotación de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales y los adelantos en materia de ampliación de conocimientos de orden técnico sobre el proceso de explotación de hidrocarburos no convencionales mediante fracking, considera que se requieren mayores adelantos en materia de generación y aplicación de conocimiento técnico y ambiental local para evitar efectos negativos sobre los recursos naturales, el recurso agua y la salud pública.
     
     
    Fuente: Dinero.com
     
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  • Frenazo a venta de Isagén

    Isagen CeoEl Consejo de Estado descuadró las cuentas del Gobierno y anoche, en una decisión que esperaban con ansias los opositores del Ejecutivo, le dijo no a la enajenación de la energética.
     
    Un súbito freno de mano a la anunciada venta de Isagén puso el Consejo de Estado en la noche de este jueves. El alto tribunal dictó medidas cautelares que ordenaron detener dicho proceso, y en un documento de 32 páginas le envió un mensaje al Ejecutivo: “Suspéndase la subasta y demás actos programados para el 19 de mayo de 2015 en relación con la enajenación de las acciones que la nación tiene en Isagén S. A. E. S. P. Ordénese al señor ministro de Hacienda y Crédito Público asegurar que se cumpla esta orden judicial mediante las respectivas órdenes administrativas, instrucciones y demás medidas pertinentes para ese cometido”, reza el auto. Los demandantes, que salieron airosos porque lograron su cometido, fueron Élber Castaño, presidente del sindicato de Isagén; Enrique Alfredo Daza, presidente de Cedetrabajo, y Rordigo Toro Escobar, exgerente financiero de la empresa. 
     
    La decisión cambia todos los planes del Gobierno, pues desde que el Ejecutivo anunció la venta de su participación en la compañía (57,66%), había expresado que dichos recursos se destinarían al ambicioso plan de infraestructura tan promocionado por el vicepresidente Germán Vargas Lleras, catalogado como el más importante del continente. Y será un hueco grande porque se esperaban no menos de $5,2 billones, en medio de una necesidad de recursos provocada por la caída del precio internacional del crudo desde el año pasado y que desencadenó un bajonazo de los ingresos de la renta petrolera. La realidad es que las cuentas del Estado están contra las cuerdas y ahora quedarán más que descuadradas.
     
    Así las cosas, los tres proponentes que habían manifestado su interés de comprar Isagén, GDF Suez de Francia, Colbún de Chile y Brookfield Asset Management de Canadá, se quedaron con los crespos hechos. La Contraloría General de la República, esta misma semana, tras conocerse la intención de las multinacionales, había advertido que la salida de la compañía implicaba grandes riesgos para el país, no sólo porque el monto que debería recibir la nación debería ser más alto —la valoraba por encima de los $9 billones—, sino porque el país pasaría a depender de las “determinaciones de privados para expandir la oferta energética”.
     
    Se trataba de vender la joya de la corona, como la llaman los contradictores del Gobierno. Una empresa cuyos ingresos operacionales crecieron 59% entre 2010 y 2014, permitiéndole generar utilidades de $443 mil millones en promedio durante este período. Rentable, sí, pero que había sido golpeada este año en unos $50 mil millones, dinero que tuvo que pagar por concepto del impuesto a la riqueza, la sobretasa al CREE y el impuesto diferido.
     
     Uno de los primeros en celebrar la decisión fue el senador del Centro Democrático, Iván Duque, quien le dijo a El Espectador que “se ha hecho justicia frente a una venta caprichosa por parte del ministro de Hacienda. El Consejo de Estado ha sabido interpretar el clamor del pueblo colombiano para que no se pierda un activo tan importante para la nación, que representa además un elemento sustancial de seguridad energética, ambiental, de rentabilidad económica y de corrección de fallas del mercado”.
     
    Y a la acción, ¿cómo le podría pegar esta decisión? “Debería caer de una manera equivalente a como lo hizo hace un año, por lo que podría bajar por debajo de los $3.000. Además, esta noticia demuestra inestabilidad política, lo cual podría desmotivar a los tres aspirantes a quedarse con Isagén, y no sería extraño que alguno de ellos se saliera de la subasta”, respondió Camilo Silva, director de investigaciones económicas de Valora Inversiones. “Al final siempre habrá interesados. Sólo que es un castigo innecesario para los otros inversionistas, los minoritarios que han apoyado a la organización no vendiendo sus acciones en una época de hecho bastante difícil para tenerlas”.
     
    A la sonada venta de la energética se habían opuesto todo tipo de actores políticos y económicos. Los más acérrimos eran el expresidente Álvaro Uribe, su colega del Centro Democrático Alfredo Ramos, el senador de la U Jimmy Chamorro, el también senador Jorge Enrique Robledo (del Polo Democrático), Horacio Serpa, (Partido Liberal) y una docena más de economistas y movimientos sindicales que advertían de la gravedad de esa transacción para el detrimento de los activos del Estado. Del futuro de la seguridad energética.
     
    En el fondo, la decisión del alto tribunal le cae como un baldado de agua fría a Cárdenas, quien era el que más fuerza venía haciendo por la salida de Isagén. En cuanto foro y debate del Congreso tenía oportunidad, manifestaba las bondades de la venta. Paradójicamente Cárdenas, justo ayer, además de enterarse de la no venta, había recibido horas antes por Twitter un jalón de orejas del vicepresidente Germán Vargas Lleras por su poca efectividad en la entrega de recursos para las autopistas de cuarta generación.
     
     “Que minhacienda tome una decisión de si tercera ola de 4G se va o no se va a hacer. Y que lo haga pronto porque se fue el semestre”, le sentenció el segundo al mando en el Gobierno. Un par de horas después el encargado de la chequera le respondió que entendía la frustración, pero su función era administrar los recursos de la nación. “Le hemos dado prioridad a la infraestructura”, dijo, advirtiendo que no había espacio para ese tipo de reclamos. “Yo no creo que él lo haya hecho, alguien le maneja la cuenta de Twitter”, apuntó, tratando de bajar la tensión.
     
    Pero la pelea viene desde antes y tenía que ver, precisamente, con Isagén. En la edición del domingo pasado, en entrevista con El Espectador, el vicepresidente Vargas Lleras habló de Cárdenas. “El señor ministro (de Hacienda) ha dicho que la venta de Isagén estará destinada, en gran parte, a los programas de infraestructura, ojalá eso sea, porque advierto que los programas de vivienda, como los de infraestructura aparte del contenido social y la generación de mano de obra se han convertido en dos políticas contracíclicas con buenos resultados. Adicionalmente, porque el país no entendería que los recursos de Isagén se comprometan a gasto ordinario de la nación”.
     
    Anoche, el ministro Cárdenas, tras conocer por los medios de comunicación la decisión, manifestó que no conocían los detalles, que “se trata de una medida cautelar, temporal, mientras el Consejo de Estado define. Esperamos dar todos los argumentos, esto se ha hecho de una manera muy seria y transparente, de cara al país, y esperamos que cuando el Consejo de Estado resuelva, lo haga favorablemente a los intereses de la nación, que son los intereses de todos los colombianos”.
     
    Viendo los toros desde la barrera, lo que hizo el Consejo de Estado fue dejarlos a los dos sin una plata con la que ya contaban. Ni para la infraestructura de Vargas Lleras, ni para el gasto ordinario de la nación que administra Cárdenas, como decían sus críticos que convertiría los dineros entrantes de la enajenación. Una puja que se ve como la antesala en la carrera por la Presidencia  de 2018, donde estaría Cárdenas como el gallo de pelea de los conservadores y a Vargas Lleras como el casi sucesor de Santos con su  aval. Como dicen las abuelas, no hay que ensillar las bestias antes de traerlas. Y por lo menos con esta decisión los dos altos funcionarios del mismo Gobierno se quedaron, por el momento,  sin  dónde cabalgar.   
     
    Fuente: ElEspectador.com
     
  • Futuro energético de la región: académicos del MIT visualizan sostenibilidad energética para América Latina

    Junto a políticos y líderes industriales, connotados académicos del MIT, abordarán la sostenibilidad de Latinoamérica, desde las perspectivas ambiental, de las ciencias, tecnología, economía, política, finanzas y más, dado lo relevante que es el tema de la energía.
     
    Energias AlterLa energía es esencial para el crecimiento económico de la región y el desarrollo social. Por ello, se desarrollará una conferencia regional sobre el futuro de la energía en América Latina convocada por la oficina de MIT Sloan de América Latina, junto a la Comisión Económica de las Naciones Unidas para América Latina y el Caribe en Santiago el próximo 18 y 19 de Agosto en la sede de la CEPAL (Raúl Prebisch Auditorio de la ONU, Av. Dag Hammarskjöld 3477, Vitacura), en el marco de la iniciativa “Energía Sostenible para Todos”.
     
    “El objetivo de la conferencia es poner en marcha el diálogo entre académicos del MIT, los responsables políticos y líderes de la industria para cambiar el alcance futuro de la energía en América Latina. Nos interesa compartir las experiencias e influencias multisectoriales en torno al desarrollo energético sostenible, que nos permitan trazar lineamientos estratégicos comunes para la región, dado aún su enorme potencial de desarrollo económico y social”, comenta Lee Ullmann, director de MIT Sloan Latin America Office.
     
    En el encuentro multisectorial -que convoca a actores de gobierno, empresariado y educación- dará la bienvenida Alicia Bárcena, Secretaria Ejecutiva de la ONU CEPAL y Vittorio Corbo, miembro del consejo consultivo latinoamericano MIT Sloan, quien fuese presidente del Banco Central de Chile, donde se abordarán temáticas tales como: el almacenamiento de energía y una red más inteligente para América Latina, con la participación de Donald Sadoway, Profesor de Química de Materiales del Departamento de Ciencia de los Materiales e Ingeniería del MIT; el futuro de las fuentes de energía no convencionales con Francis O’Sullivan Director de Investigación y Análisis de la Iniciativa de Energía del MIT, junto a Christopher Knittel, profesor de Economía Aplicada de Sloan School of Management del MIT.
     
    Se analizarán, también, las tecnologías de transformación y los principales desafíos para América Latina, discusión moderada por el venezolano Roberto Rigobon, Profesor de Gestión y Economía MIT Sloan School of Management, con la participación de Robert Armstrong, Director de la Iniciativa de Energía del MIT; Chevron profesor de Ingeniería Química MIT, junto a la temática de economía política de la energía, abordada por Juan Carlos Echeverry, el ex ministro de Hacienda y Crédito Público de Colombia, CEO de Ecopetrol, entre otros.
     
    En la segunda jornada, miércoles 19 de agosto, en tanto, se discutirá en torno a la economía del cambio climático con Robert Pindyck, profesor de Economía y Finanzas MIT Sloan School of Management, cuya investigación ha cubierto temas de microeconomía y organización industrial, el comportamiento de los mercados de recursos y las materias primas, la política ambiental y económica. Junto a todos estos destacados expositores, quienes abordarán la sostenibilidad energética desde diversas aristas, participarán también, Rene Castro, el ex ministro de Ambiente, Energía y Minería Costa Rica, Marc E. Manly Vicepresidente Ejecutivo y Presidente de Cartera Comercial Duke Energy, el ministro de Energía de Chile Máximo Pacheco y Ricardo J. Sánchez, oficial de Asuntos Económicos de la ONU CEPAL, quienes vislumbrarán una hoja de ruta común para Latinoamérica.
     
    Tópicos macro:
     
    - Almacenamiento de energía y una red más inteligente para América Latina: Con una fracción mayor de las energías renovables en un futuro próximo, el almacenamiento será más aceptado, confiable, eficiente y menos contaminante. Se analizarán ¿Cuáles son las barreras para el almacenamiento de los mercados de América, tanto técnicos y reglamentarios; y cómo podemos liderar el camino a seguir?. Pasando por el futuro de las fuentes de energía no convencionales, cuáles son los beneficios económicos y realidades implementadas de fuentes no convencionales, que sin duda están en la palestra de la discusión en el sector de la energía. ¿Cuáles son los retos de las tecnologías renovables y no convencionales, en América Latina? ¿Cómo pueden estas energías alternativas alcanzar el punto de precio competitivo? ¿Cuáles son las condiciones adecuadas para que estas fuentes de energía sean atractivas para el mundo en desarrollo?
     
    - Tecnologías transformacionales: Desafíos de América Latina:  ¿Qué papel va a jugar Latinoamérica en el futuro energético global? Se comentarán los esfuerzos de investigación y desarrollo que están transformando el panorama energético para ayudar a señalar el camino hacia la creación más barata, más limpia, y los sistemas de energía más seguras que promueve la actividad económica y el crecimiento en el futuro cercano. ¿Cómo combinar la iniciativa de MIT Energy con las necesidades de la industria, enfocadas con las capacidades de creatividad y de investigación de la academia, para proporcionar reales herramientas de transformación para ayudar a los retos energéticos del siglo 21?
     
    - Economía Política de la Energía: Los costos de energía en América Latina se encuentran entre las más altas del mundo. ¿Cuáles son las realidades económicas de generación y distribución de energía en América Latina? ¿Cómo podrían captar mayor inversión y una mayor financiación en energías alternativas por los gobiernos latinoamericanos y organismos multilaterales, para así poder finalmente cambiar el panorama energético?
     
    - La economía del cambio climático: ¿Qué hacer? Nuestra comprensión de un posible cambio climático y su impacto económico es muy limitada, lo que plantea cuestiones políticas importantes. ¿Qué sabemos sobre el cambio climático, lo que no sabemos, y por qué no lo conocemos? El cambio climático es inherentemente global, por lo que cualquier respuesta política debe desarrollarse en una escala global.
     
    Fuente: Americaeconomia.com
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