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  • 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

  • ¿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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  • ¿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
     
  • '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 /
  • ‘Deben invertir recursos para enfrentar el cambio climático’

    Calentamiento GlobalEn energías alternativas, con los proyectos de generación eólica y solar, las necesidades de capital podrían superar los 11.000 millones de dólares. 
     
    olombia le espera la llegada de grandes inversiones de capital para ponerse ‘a tono’ con las necesidades del cambio climático.
     
    “Sólo en los temas de generación de energías alternativas, como las derivadas del sol (solar) y del viento (eólica), los requerimientos de capital serán de hasta 11.000 millones de dólares”, dijo a Portafolio Liz Bronder, directora de la Corporación Financiera Internacional (IFC) para la América Latina y el Caribe.
     
    Para la ejecutiva de la institución financiera (mano derecha del Banco Mundial), además de la descrita, el país requiere de ‘inversiones climáticas inteligentes’ en casi todos los sectores de la economía, con miras a enfrentar el cambio climático que ya está presentándose en el mundo, en general, y en Colombia, en particular.
     
    ¿Qué busca la IFC con esta iniciativa de impulso contra el cambio climático?
     
    Debemos congregar a los sectores público y privado para enfatizar nuestra prioridad en que se hagan inversiones inteligentes climáticas que jalonen las inversiones privadas en este tipo de proyectos.
     
    ¿Quiénes son los interesados: los gobiernos o el Banco?
     
    Hay un sentido global de prioridad para que nuestro planeta se mantenga sostenible de una manera amigable con el medio ambiente.
     
    Los gobiernos han asumido compromisos para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y la polución.
     
    Sin embargo, para lograr estos objetivos se requiere estructurar proyectos y, de paso, financiarlos.
     
    Esas soluciones también están en manos del sector privado, como por ejemplo, la puesta en marcha de proyectos de energías alternativas, diferentes a las hoy establecidas por las hidroeléctricas y las termoeléctricas; también, en nuevas construcciones (tanto obras de infraestructura como soluciones de vivienda) y las reconstrucciones (como los casos de los poblados que han sido afectados por fenómenos naturales).
     
    ¿Ya se sabe qué hacer o se espera que los gobiernos entreguen un inventario de las obras necesarias para enfrentar el cambio climático?
     
    La IFC ya sabe de este tipo de necesidades; por eso trabaja con los sectores público y privado para tratar de mejorar el ambiente y promover este tipo de inversiones.
     
    ¿Han trabajado ya con Colombia?
     
    Sí, por ejemplo en las guías de construcción sostenible para el ahorro de agua y energía en edificaciones, que son el marco de trabajo reglamentario que permite a las compañías privadas hacer sus construcciones de manera más sostenible, cumpliendo con la normatividad.
     
    ¿Con otros sectores, también?
     
    Sí. Con todas las empresas comerciales y otro tipo de sociedades (como universidades) que estén construyendo sus sedes físicas o ampliando sus edificaciones, con el fin de ayudarles en la financiación de las obras, que vayan de la mano con este patrón (las guías de construcción sostenible), cada vez más amigable con el medio ambiente.
     
    ¿En viviendas de interés social?
     
    El Gobierno tiene estimado que en un año construirá 200.000 unidades de vivienda de interés social, y para esto va a implementar los códigos de construcción sostenible, buscando reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.
     
    Por ejemplo, estas viviendas podrían tener paneles solares para el calentamiento de aguas; en fin, se busca eficiencia en los consumos de energía y agua de hasta el 15 por ciento de reducción.
     
    Nosotros creemos que podría llegar al 20 por ciento o, incluso, al 35.
     
    ¿Hay prioridades para nuevas obras: riego, reservorios, represas, viviendas, sistemas de transporte, etcétera?
     
    Algunas de las prioridades actuales están en la generación de energía eólica y solar.
     
    Estamos trabajando con los gobiernos para la estructuración de estos negocios y, de paso también con las compañías privadas para la comercialización de este tipo de energías.
     
    ¿Más sectores?
     
    Sí. Otro foco está en el tratamiento de las aguas de desecho, un tema prioritario para muchos gobiernos locales.
     
    Para irrigación, tratamientos de aguas residuales con el fin de que la oferta hídrica para riego sea más predecible de acuerdo con las épocas del año; es decir, garantizar el abastos del líquido sin importar las condiciones climáticas.
     
    ¿En temas medioambientales?
     
    Como ejemplo, está el programa de descontaminación del río Bogotá, el proyecto Canoas, en la localidad de Soacha.
     
    Por su parte, el Gobierno dará a conocer esta semana su firme intención de participar en el mercado de bonos de emisiones de CO2.
     
    ¿Hay otras prioridades para Colombia?
     
    Lo que hemos visto y estimado son las necesidades de inversiones por 11.000 millones de dólares, por los próximos 15 años, para el desarrollo de proyectos de aprovechamiento de los recursos solares y eólicos.
     
    Vamos a buscar las oportunidades para la financiación de estas obras.
     
     
    Fuente: 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
  • $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
  • 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

  • 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
  • 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
  • Cambio climático amenaza la seguridad sanitaria del mundo

    Emisiones Co2Enfermedades infecciosas como la malaria, el chikunguña e incluso el ébola y su rápida propagación en los últimos años son un ejemplo más de cómo el cambio climático amenaza a la seguridad sanitaria mundial.

    "El cambio climático afecta las temperaturas y las condiciones climáticas de las regiones por lo que, por ejemplo, en África, los mosquitos pueden propagarse de una región a otra con más facilidad que antes, al igual como ocurre en Latinoamérica", advirtió hoy el director ejecutivo de Consejo de Administración del Programa de la ONU para el Medio Ambiente (PNUMA), Achim Steiner.

    Steiner concedió a Efe una entrevista telefónica desde Nairobi en la víspera de la presentación del quinto informe del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC), que se dará a conocer mañana desde Copenhague.

    "En muchas partes del mundo se verá indudablemente el regreso o la llegada de enfermedades que simplemente no se habían reportado antes, debido a las altas temperaturas que se están registrando", advirtió el máximo responsable del PNUMA desde hace ya ocho años.

    En su opinión, ello "añadirá un estrés adicional a la infraestructura sanitaria, el sistema de salud y, en última instancia, a la salud y bienestar de cada una de las poblaciones del planeta".

    Por tal razón, la comunidad científica ambiental está estrechando lazos con los organismos sanitarios a nivel global. "Mi colega Margaret Chan -directora de la Organización Mundial de la Salud (OMS)- organizó hace unos meses una reunión en Ginebra para discutir el cambio climático y la seguridad sanitaria", recordó.

    "Su conclusión fue que el tratado climático que se firme en París también será un acuerdo por la salud global -indicó-, porque claramente hay una conexión muy directa entre los cambios ambientales que surgen del calentamiento global y las grandes amenazas a la salud".

    Otro efecto en la salud del cambio climático es la contaminación: "La emisión de dióxido de carbono y otros contaminantes son causantes ahora de que aproximadamente siete millones de personas mueran prematuramente en el mundo cada año. Esa cifra es mayor que el número de muertes prematuras por VIH/sida y malaria combinadas", indicó.

    "Necesitamos, primeramente, entender científicamente cómo esta relación (entre cambio climático y las enfermedades) ocurre para luego anticipar su impacto y, tercero, ejecutar las políticas necesarias para responder", explicó.

    En su opinión, "hay grandes economías como Brasil que han tomado pasos significativos en atender las principales fuentes de emisión de gases efecto invernadero, en este caso el dióxido de carbono a consecuencia de la deforestación".

    "Brasil ha contribuido enormemente a reducir la tala de árboles, lo que es quizás uno de los pasos más importantes", añadió, al tiempo que valoró también el liderazgo de Nicaragua en "la incorporación de tecnologías de energía renovable para generar electricidad".

    El director ejecutivo de PNUMA -organismo que creó el IPCC junto a la Organización Meteorológica Mundial- valoró que "en Latinoamérica se están originando inversiones significativas para bajar las emisiones y construir infraestructura eficientes, desde Colombia hasta Perú".

    "En general, en 2014 todos los países están ya interesados en actuar ante la amenaza del cambio climático haciendo lo más que pueden, conscientes de los recursos que tienen a su disposición y contando con que haya un acuerdo climático internacional y fondos procedentes de energía verde que los ayuden a adecuarse más rápido y ambiciosamente", dijo.

    En diciembre se celebrará la Cumbre del Cambio Climático de las Naciones Unidas (COP20) en Lima, donde se prevé que se acuerde un borrador que sirva de referencia para la Conferencia Mundial sobre el Cambio Climático que se realizará en 2015 en París.

    "Ahora tenemos la posibilidad de emitir un juicio. Nosotros encaramos un enorme riesgo si no nos movemos ahora para reducir las emisiones de carbono en el futuro porque esperar entre 20 y 50 años podría ser muy tarde para tomar decisiones", dijo Steiner.

    El IPCC publicará mañana su quinto informe, en el que evalúa los impactos, riesgos y opciones de adaptación que afectarán a la economía, sociedades y ecosistemas naturales del planeta.


    Fuente: Elespectador.com / EFE


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  • Carbón y renovables, la apuesta para iluminar el país

    Termoelectrica 2012Jorge Valencia dice que ya fue hecha la solicitud para conectar el primer proyecto de generación solar de Colombia. Con 50 MW empieza la carrera por reducir la dependencia hidroeléctrica del sistema.

    El nuevo plan de expansión del sistema eléctrico de Colombia contempla un crecimiento de la demanda de 3,2 % al año, hasta 2031. La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) sugiere que para que no se apague es necesario aumentar la capacidad instalada del país en 35 %.

    Esto quiere decir —si se tratara de generar energía con agua— que habría que hacer 13 hidroeléctricas como la de El Quimbo, que tiene la capacidad de mantener prendido durante cinco días un departamento como Huila solo con la generación de 24 horas.

    Sin embargo, los planes del Gobierno son aprovechar las reservas de carbón, que superan 100 años, y las energías renovables como la eólica, solar y la de biomasa. Todo enfocado en fortalecer una matriz energética que peligrosamente —por las cada vez más comunes sequías— depende en un 70 % de la hidroelectricidad.

     

    En entrevista con El Espectador, el director de la UPME, Jorge Valencia, asegura que en el nuevo plan no se contemplan nuevas plantas térmicas a gas (la escasez del recurso explicaría la medida) y pese a que la idea sea darle mayor participación a la generación de carbón y solar, el agua, en la política energética del país, sigue teniendo una alta participación.

    La Costa Atlántica sigue siendo un gran reto, pues es allí donde se esperan crecimientos de consumo mucho mayores que los del resto del país. Por eso, Valencia afirma que en este documento se puede considerar una segunda fase del Plan5Caribe, con el que el ejecutivo está poniéndose al día con los compromisos eléctricos.

    ¿Cuánto va a crecer la demanda de energía en los próximos años?

    Este programa tiene un horizonte de análisis de quince años. Las expectativas del crecimiento de demanda son de alrededor de 3,2 % anual. Esto puede tener variaciones de acuerdo con los ciclos económicos. Algunas regiones del país, particularmente la Costa Atlántica, están muy por encima del promedio nacional, así como la región oriental, donde está Bogotá.

    ¿Cuáles son los proyectos estratégicos para atender esa demanda creciente?

    Identificamos el crecimiento que se necesita de la generación, pero no se identifican específicamente los proyectos. Se habla de requerimientos de expansión, de más o menos 1.200 MW a carbón, 1.200 MW a eólico y aproximadamente 3.000 MW en plantas menores de generación hidráulica. Eso sumado a proyectos que ya están en curso, como Hidroituango. El desarrollo eólico se dará en la parte alta de La Guajira y el desarrollo con carbón se propuso en varios departamentos.

    ¿Cómo quedaría la matriz energética, hoy en su mayoría dependiente de lo hidráulico?

    Más o menos se espera que el 75 % sean tecnologías de insumos renovables y fuentes convencionales como la hidroelectricidad. Que la matriz mantenga un componente renovable muy amplio y con una composición muy similar a la actual, pero reduciendo la hidroeléctrica para aprovechar las fuentes de energía renovables no convencionales, como biomasa, geotermia, que aunque en cantidades menores, van apareciendo para tener el componente térmico para respaldar.

    ¿Qué garantiza que los proyectos de energías renovables no convencionales se lleven a cabo?

    No hay una garantía precisa de qué se va a hacer. El Gobierno está dando una señal de interconexión con La Guajira para conectar estos proyectos al sistema de transmisión nacional. Digamos que ese proyecto viabiliza, más que garantizar, la conexión de esas plantas. Esperamos que los desarrolladores de proyectos presenten las garantías y las intenciones. Hay una intención muy firme de realizarlos en el mediano plazo y esperamos que se consolide y a partir de ahí se realizará el proyecto de transmisión.

    Entonces, una cosa es la empresa que asuma el proyecto de generación de renovables y otra el proyecto para transmitir esa energía.

    Si. Nosotros definimos las obras que se requieren para hacer el proyecto de generación y luego de tener la certeza de que se van a hacer, entonces desarrollamos las convocatorias para las transmisoras nacionales.

    ¿Cuál es la capacidad de generación que esperan obtener con biomasa y con energía solar?

    Son proyectos muy incipientes, son pequeñas plantas para aprovechar biogás y alguna biomasa residual, pero son muy pequeñas, no alcanzan los 50 MW. En energía solar ya hay un proyecto registrado de 50 MW, que a nivel mundial es considerado un proyecto importante por el área que se necesita para poner los paneles solares para generar esta energía.

    ¿Ese proyecto de energía solar en dónde está?

    Está ubicado en La Guajira y la empresa ya solicitó punto de conexión para entregar la energía al sistema.

    ¿Cuándo se llevarían a cabo las subastas de generación?

    Deben realizarse a finales de este año. Las convoca y las reglamenta la CREG cuando se prevé que la demanda va a superar la oferta disponible. Más o menos a finales de 2021 se necesitaría nueva generación y para ese momento ya deben estar construidas. Estamos a tiempo de llevar a cabo la subasta.

    ¿Qué sugirió la UPME para los proyectos de gas, teniendo en cuenta el problema que se ha presentado con estas plantas por desabastecimiento del recurso?

    Este no es el plan indicativo de abastecimiento de gas. En este documento solo mostramos lo que se espera de las tecnologías de generación y no se evidencia la aparición de nuevos proyectos de generación con gas natural. Sin embargo, estamos, de acuerdo con el decreto 2345 de 2015 que consigna el plan de abastecimiento de gas natural, con base a un estudio que nosotros vamos a adelantar en los próximos meses. Si se mantienen las condiciones, como creemos que se van a mantener, el país va a necesitar infraestructura adicional a la regasificadora de Cartagena pero tenemos que estudiarlo.

    ¿Pero hay una propuesta específica de generación a gas?

    No. La realidad es que el gas natural que aparece en los proyectos de expansión de generación no es propuesto por nosotros, sino que hay unos pequeños proyectos de generación propuestos por inversionistas cerca de pozos de producción y se podría tener fácil acceso al mismo.

    La idea es reemplazar la generación de gas por carbón.

    No. Hay que hacer que el crecimiento de la oferta energética se desarrolle con recursos que tenemos disponibles y que presentan costos variables menores. Alguien podría decir que el costo ambiental del carbón es alto pero las tecnologías recientes que se han establecido, con base en carbón (como Tasajero II y Geselca III), utilizan mecanismos de captura de emisiones y reducción de material particulado. Esto es complementario a los proyectos de energías renovables no convencionales.

    ¿Qué diferencia hay, en el caso de la costa, entre el Plan5Caribe y lo que proponen en el documento?

    El Plan5Caribe se diseñó con las obras que se plantearon en 2014, entonces lo que se hace ahí es poner en marcha no solamente las de transmisión nacional, sino las de transmisión regional, para que el sistema se vaya poniendo al día. Estas obras de transmisión podrían considerarse una segunda fase del Plan5Caribe. Además, de la interconexión de la generación eólica en La Guajira, aparecen cuatro proyectos en la Región Caribe, uno en Barranquilla a 230 mil voltios poniendo unas subestaciones que permiten darle confiabilidad al sistema, otro ampliando la capacidad de transformación para Bolívar y una nueva subestación en Cesar y otra en Sucre, que quedaría conectado al sistema.

    En el caso del Chocó, ¿cómo está la oferta y la demanda?

    Hay una serie de proyectos de generación por parte de inversionistas privados que viabiliza la conexión al sistema de transmisión nacional a través de una nueva subestación.

    ¿Este plan apunta a hacer que generar energía sea más barato?

    No me atrevo a anticipar algo sobre ese tema. Lo que uno espera es que, como van a entrar energías de costos variables inferiores, los precios se vayan ajustando a estas condiciones. Y si se van desplazando tecnologías más costosas y cuando se requiera generación térmica aparecen fuentes complementarias, como la eólica, pues que los precios se acerquen a los de estas tecnologías.

    ¿Se pensó en la importación y exportación de energía?

    Se ha venido trabajando en las negociaciones del sistema de interconexión de la región andina con el que se espera conectar desde Colombia hasta Chile. Esos proyectos se siguen analizando. Desde la UPME se ha pensado en la identificación de proyectos que permitirían exportar cantidades importantes de energía pero faltan detalles regulatorios.

    ¿Contemplaron la interconexión con Panamá?

    Nosotros esperamos que se avance y que tengamos la posibilidad de intercambiar energía con Panamá y Centroamérica.

    ¿Cuáles son las principales dificultades?

    Desde el punto de vista de la generación, queremos darle la oportunidad a los privados para que puedan desarrollar los proyectos. Desde la transmisión hacemos todos los esfuerzos de coordinación interinstitucional para que sea más fácil sacar adelanta los proyectos. En los últimos años se han presentado dificultades en los proyectos de expansión pero esperamos que se entienda por parte de la comunidad que son proyectos de interés nacional pero que también tienen un impacto regional muy importante. A veces la gente cree que estas iniciativas tratan de beneficiar a un conjunto de empresas pero son importantes para el sector eléctrico y los departamentos.

     

    Fuente: Elespectador.com

  • 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

  • Chile adjudica a eléctrica Colbún construcción de mayor parque eólico de América Latina

    Energia Eolic ConstrEl Ministerio de Bienes Nacionales licitó unas 8.000 hectáreas de terrenos fiscales en la región norteña de Antofagasta, en los que Colbún construirá el parque eólico con una capacidad de generación de 607 megavatios.

    Santiago. La eléctrica chilena Colbún se adjudicó la licitación internacional para el desarrollo del parque eólico más grande de América Latina, el que demandará una inversión de casi US$1.000 millones, dijo este miércoles el Gobierno.

    El Ministerio de Bienes Nacionales licitó unas 8.000 hectáreas de terrenos fiscales en la región norteña de Antofagasta, en los que Colbún construirá el parque eólico con una capacidad de generación de 607 megavatios.

    “El anuncio que realizamos representa el inicio de una nueva y prometedora etapa para la energía impulsada por el viento en Chile, ya que con este proyecto lograremos que el 23% de la energía eólica que genere el país se producirá desde terrenos fiscales”, dijo la ministra de Bienes Nacionales, Nivia Palma.

    La energía que producirá el parque eólico denominado “Horizonte” es equivalente al consumo de unos 730.000 hogares, es decir, la energía que podría cubrir casi la totalidad de las viviendas que existen en la región costera de Valparaíso.

    El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, dijo que con esta licitación el país continúa construyendo una “revolución de energías renovables”.

    Agregó que la capacidad de generación del nuevo proyecto que impulsará Colbún es prácticamente la mitad de los 1.429 megavatios de capacidad instalada en generación eólica en el país. “Definitivamente, significa un salto muy importante para Chile”, dijo Rebolledo.

    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

     

  • 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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  • 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
  • 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
     
     
     
  • 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

  • GE avanza en la búsqueda de fuentes de energía alternativa

    Cogeneracion2GE (General Electric) ha demostrado, la habilidad de generar energía eléctrica eficientemente de manera industrial usando GLP. La demostración fue ejecutada en la planta de GLP más grande de Colombia de propiedad de Colgas. Un motor a gas  Waukesha* VHP*3600GSI Enginator* fue usado para esta demostración, produciendo 375 kWe a 1200 r.p.m. (revoluciones por minuto). La unidad es propiedad de Pegsa LTDA, distribuidor autorizado de motores a gas de GE en Colombia y Centroamérica.
     
    El GLP usado en la demostración fue una composición típica de este combustible en Colombia, que consiste en más de 50% de Propano y más de 45% de Butano con un poder calorífico de casi 2700 Btu/Pie3 (106 MJ/m3).
     
    GE tiene tres modelos Waukesha disponibles para esta composición de GLP, con capacidad de: 375 kWe, 620 kWe y 750 kWe a 1200 r.p.m. (60Hz).
     
    El Gas Licuado de Petróleo, denominado por sus siglas en español GLP, es uno de los recursos energéticos más importantes que tiene el país. Actualmente, el GLP es usado para fines residenciales como combustible doméstico en hornos, fogones y calentadores entre otros. Este combustible gaseoso es el único que bajo presiones moderadas y temperaturas normales, puede ser transportado y almacenado de forma líquida. Por este motivo, la masificación de su uso representa una alternativa rentable e innovadora para el sector petrolero en el país, por ser una solución inmediata que permite reducir su costo de operación y producción.
     
    “Este demostración ilustra que se puede usar el GLP en lugar de Diésel, lo cual no solamente ayuda a tener ahorros en el costo de energía, para las compañías de Petróleo y Gas en Colombia, sino que reduce las emisiones de óxidos de Nitrógeno (NOx) y de Monóxido de  Carbono (CO) en más de 75%[1]. Adicionalmente, la demostración permite exponer de manera global, especialmente en África y el Caribe, que el GLP es un combustible idóneo para nuestrosmotores a gas. Esto demuestra la versatilidad y robustez de los motores a gas, marca Waukesha“, comentó John Ingham, Director de Soluciones Técnicas para Latinoamérica.
     
    La prueba liderada por GE, tiene como objetivo capitalizar la disponibilidad del GLP en Colombia y sus ventajas técnicas, ambientales y de ahorro de costos, está en línea con los objetivos propuestos en el Plan Nacional de Desarrollo 2014-2018.
     
    “La utilización de este gas, con los equipos Waukesha de GE, abre en Colombia un segmento con oportunidades que podrían ser valoradas en hasta más de 300 megavatios”, comentó Felipe De Gamboa, Gerente de Desarrollo de negocios de GE Colombia.
     
    Considerando la disponibilidad del recurso, sus diferenciales en materia de costos y mantenimiento e impacto al medio ambiente, el aprovechamiento del GLP principalmente en procesos de generación eléctrica y transporte (sustitución de diésel) bajo el liderazgo de GE, marcará una diferencia en la autosuficiencia energética y el desarrollo sostenible de Colombia.
     
    GE - paisminero.co
     
  • Generación eléctrica con gas natural aumentó en septiembre

    Gas EsquistoDurante el noveno mes, la generación a gas ha correspondido al 48 por ciento de la generación térmica y al 24 % de la generación total.
     
    Ante la sequía que vive el país por el fenómeno de El Niño, la generación eléctrica con base en gas natural ha aumentado de forma significativa.
     
    En la Costa Atlántica se pasó de un promedio de consumo de gas natural de 161 unidades térmicas inglesas por día (GBTUD) en agosto, a 211 GBTUD en septiembre (incrementó 31 %), mientras en el interior del país, el aumento fue de 112 GBTUD a 125 GBTUD (incrementó 12%). 
     
    Para Naturgas, la generación térmica juega un papel de respaldo importante, pues permite mantener el nivel de las reservas hídricas en un nivel aceptable.
     
    “Con la disminución de las lluvias que se presentaron durante  septiembre, mes en el que los aportes hídricos estuvieron por debajo de la media histórica, los generadores hídricos estén cuidando el uso del agua, de tal forma que la misma sea suficiente para atender la generación eléctrica en el verano que se avecina”, explicó el presidente de Naturgas Eduardo Pizano.
     
    El gas natural es el combustible más utilizado para generación térmica, por encima del carbón y los combustibles líquidos.
     
    Durante septiembre, la generación a gas ha correspondido al 48 % de la generación térmica y al 24 % de la generación total.
     
    Tanto los campos de la Costa Atlántica como del interior del país, se encuentran inyectando la mayor cantidad de gas posible a los sistemas de transporte, con el fin de maximizar la generación de energía eléctrica y disminuir la generación con combustibles líquidos.
     
    Cabe resaltar que los combustibles líquidos han aportado en esta coyuntura cerca del 25 % de la generación térmica total del país.
     
    “El sector de gas natural se encuentra prestando todo el apoyo que requiere el sector eléctrico,  cumpliendo con sus obligaciones de suministro y destinando todos los excedentes de gas disponibles a nivel nacional, para la atención de la demanda. Se espera que con el aporte de todos se pueda dar solución a esta problemática, sobre el entendido del respetando a las reglas de juego actuales y por supuesto a los contratos existentes”.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Generadores de energía serían un alivio para petroleras

    Termoelectrica 2012La posibilidad de usar GLP tipo Cusiana al lado de los pozos puede abaratar los costos de operación.
     
    Unas 300 unidades en tres años es el potencial de venta para los nuevos generadores de energía que General Electric (GE) acaba de introducir al mercado nacional, y que están especialmente adaptados para que funcionen con el gas licuado de petróleo (GLP) que se produce en el país.
     
    Actualmente, el GLP es usado acá como combustible doméstico en hornos, fogones y calentadores, entre otros, y es el único combustible gaseoso que, bajo presiones moderadas y temperaturas normales, puede ser transportado y almacenado de forma líquida. Por este motivo, la masificación de su uso representa una alternativa rentable e innovadora para el sector petrolero en el país, por ser una solución inmediata que permite reducir su costo de operación y producción.
     
    Felipe de Gamboa, gerente de Desarrollo de Negocios de GE en Colombia, explicó que el llamado Waukesha es un producto dirigido a empresas dedicadas a la extracción de petróleo y les significaría una disminución en los costos de hasta 35 por ciento, al permitirles reemplazar el diésel que les toca transportar desde Bogotá por el GLP que sacan de la misma región de los Llanos, donde opera la mayoría. Esto es significativo, sobre todo en la actual coyuntura de crisis mundial del crudo.
     
    Aunque estas máquinas ya existían y son muy populares en la industria petrolera, la multinacional tuvo que modificar su sistema de carburación, pues el GLP que se produce en los pozos de Colombia es muy diferente del estándar internacional. “No conocíamos cómo se comportaban (las generadoras) con el GLP calidad Cusiana, e hicimos una prueba para demostrar que aunque este es difícil de manejar porque tiene 50 por ciento de butano, y típicamente en el mundo es 95 por ciento o más de propano y otros gases, estas máquinas probaron que son muy versátiles y con esa mezcla producen energía eficientemente”, dijo De Gamboa.
     
    Cada generador de energía de este tipo tiene un costo que oscila entre los 350.000 y 400.000 dólares
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • General Electric formaliza acuerdo para impulsar el desarrollo de Honduras

    El Gobierno de Honduras y General Electric firmaron un memorándum de entendimiento que inicia una asociación a largo plazo que permitirá a la empresa brindar soluciones innovadoras y sustentables que apoyen el desarrollo de los sectores económicos, sociales y de infraestructura, de gran interés para la gestión
     
    General Electric Hq SignEl Presidente de Honduras, Juan Orlando Hernández; el Ministro de Infraestructura y Obras Públicas, Roberto Ordóñez; el Vicepresidente Global de GE, Karan Bhatia, y el CEO de GE Centroamérica y El Caribe, Ricaurte Vásquez, firmaron un memorándum de entendimiento con el objetivo que GE pueda cooperar con el desarrollo social, económico, de infraestructura y demás sectores clave en el país.
     
    Uno de los principales objetivos de este acuerdo es diversificar la matriz energética de Honduras con fuentes de generación innovadoras, con menores costos y menor impacto ambiental, como lo son el gas propano o gas natural licuado, lo que permitiría disminuir los precios de la energía, optimizar la eficiencia de los sistemas y asegurar el funcionamiento continuo, especialmente durante la temporada de sequía. 
     
    Adicionalmente, y respaldado por más de 130 años de experiencia en el sector, GE podrá ofrecer al país un programa de iluminación pública basada en tecnología LED, que se adaptará para satisfacer las necesidades locales, optimizar los sistemas existentes, promover la seguridad y, al mismo tiempo, contribuir con el medioambiente.
     
    La capacitación y transferencia tecnológica también son parte clave de este acuerdo, con el fin que se pueda dar un uso eficiente a los equipos de alta tecnología de GE, se eviten inconvenientes en el funcionamiento de los sistemas y se optimicen rápidamente las operaciones. 
     
    “Esta alianza responde a una iniciativa global de GE que tiene como objetivos compartir nuestra experiencia y soluciones tecnológicas para apoyar a los gobiernos a desarrollar la infraestructura de sus países; para así impulsar el crecimiento económico, mejorar la calidad de vida de la población y disminuir el impacto ambiental. Honduras es el primer país de la región Andina y El Caribe que concreta un acuerdo de este tipo y seguimos en la búsqueda de nuevas oportunidades que nos permitan profundizar nuestra presencia en los demás países de la región para apalancar el desarrollo de sus economías y comunidades a través las soluciones integrales y sustentables que ofrece el amplio portafolio de GE”, acotó al contactarlo Luis Felipe Carrillo, Presidente y CEO de GE región Andina y El Caribe.
     
    Por otra parte, a través de la Fundación GE, la compañía recientemente fortaleció el compromiso asumido a través del  programa Developing Health Globally, con el cual GE ha realizado una inversión total acumulada, en 7 años, de 10.5 millones de dólares en equipos médicos, sistemas para el tratamiento de agua, capacitación de personal técnico y ha donado un total de 23.000 cobijas, elaboradas por voluntarios del Foro Hispánico de GE para recién nacidos, en 6 hospitales del país.
     
    En Honduras, un país con más de 8 millones de habitantes y con altas tasas de mortalidad infantil y escasez de profesionales de la salud, GE contribuye con el desarrollo de una infraestructura médica sustentable y la capacitación al personal dedicado a los cuidados de la salud en una de las comunidades más vulnerables del mundo, con especial énfasis en la atención médica materno-infantil. Con el equipo médico donado por la Fundación GE, el índice de mortalidad infantil en la unidad de cuidados intensivos (NICU, neonatal intensive care unit) ha reducido un 39%
     
    En el país, el programa abarca:
     
    - Desarrollo del primer programa de capacitación BMET en el sector público. La Fundación GE se ha asociado con el Instituto Nacional de Formación Profesional (INFOP), la organización Engineering World Health y la Universidad de Duke para desarrollar este programa.
     
    - Suministro sustentable de agua potable para hospitales y comunidades aledañas. La Fundación GE trabaja con la Universidad de Emory y Assist International en este programa.
     
    - Identificación de las causas raíz de la mortalidad materno-infantil y el desarrollo de intervenciones de capacitación para trabajadores del sector salud. La Fundación GE se ha asociado con el Centro Médico de la Universidad de Columbia en este programa.
     
    El proyecto ya cuenta con resultados palpables, con la primera generación de técnicos biomédicos en Honduras: 20 profesionales graduados y otros 23 que actualmente participan en los entrenamientos. En la actualidad el 30% de los equipos que operan en Honduras ya cuentan con personal entrenado por GE para su correcto manejo.
     
  • Gobierno puso en marcha plan para ahorrar 9,05% de energía al 2022

    Energia BombillaEl Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía fue diseñado para cumplir con los compromisos adquiridos en el COP21 de París.
     
    El cambio climático es uno de los puntos claves en el desarrollo del mundo de cara al futuro. A finales del año pasado Colombia adquirió una serie de compromisos en materia ambiental por lo cual el Gobierno Nacional ya puso en marcha un plan para cumplirlos. El Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía 2017-2022 contempla que el país ahorre como mínimo un 9,05% de energía. 
     
    A finales de 2015, Colombia se comprometió ante la comunidad internacional a tomar 10 medidas concretas de adaptación, que van desde la delimitación y protección de los 36 complejos de páramos, hasta lograr que el 100% del territorio nacional cuente con planes de adaptación al cambio climático. 
     
    Por otra parte, Colombia contribuye con el 0,46% de las emisiones globales. Aunque esta cifra es baja, se calcula que si no se toman medidas las emisiones podrían aumentar cerca de 50% en 2030. Por esa razón, el país se comprometió a reducirlas 20% con base en un escenario proyectado al 2030, e incluso a disminuir el 30 % si cuenta con cooperación internacional.
     
    En el programa puesto en marcha el Gobierno establece una meta para los diferentes sectores de la economía. En el de transporte se produciría el mayor ahorro energético con un 5,49%, le seguiría la industria con 1,71% y a esta el terciario con 1,13%, el menor aporte sería del sector residencial que contribuiría con un 0,73%.
     
    Para cumplir con las metas de ahorro en cada uno de los sectores se establecieron una serie de estrategias en cada uno.
     
    Sector transporte
     
    De acuerdo con la resolución 4 1286 del Ministerio de Minas y Energía, se prevé la reconversión a gas natural vehicular en el transporte público de pasajeros, el uso de electricidad en las categorías: Flota sector oficial, taxis en las principales ciudades del país, motos y automóviles y en transporte público de pasajeros de las principales ciudades, además, se planea el establecimiento de los estándares de eficiencia energética en el sector y etiquetado para los vehículos, junto con la evaluación de otros energéticos con potencial de disponibilidad para impulsar la diversificación de la canasta energética del sector. 
     
    Sector industrial
     
    Se tienen contempladas medidas de eficiencia energética en energía eléctrica (Fuerza motriz, aire acondicionado, refrigeración, iluminación, instalaciones eléctricas, calor directo e indirecto). De otro lado, hay disposiciones de eficiencia energética en combustibles sólidos para calor directo e indirecto. Así mismo, se adoptarían estrategias de eficiencia energética en gas natural para calor directo e indirecto, entre otras.
     
    Sector terciario
     
    Para este, los planes van guiados a la eficiencia energética en energía eléctrica (Iluminación, aire acondicionado, motores eléctricos y mejoras en sistemas de alumbrado público). 
     
    De igual forma, se contemplan mejoras en el diseño, la construcción y la adecuación arquitectónica de edificaciones (incluyendo mejoramiento en la transferencia de calor por los techos, ventanas y muros). De otra parte está la evaluación e implementación de distritos térmicos y de sistemas de medición inteligentes junto con la adopción de reglamento de instalaciones térmicas.
     
    Sector residencial
     
    A pesar de ser el sector que menor contribución haría, los planes incluyen medidas de eficiencia energética en energía eléctrica (refrigeración, iluminación y aire acondicionado).
     
    Así mismo, se contempla el mejoramiento de eficiencia energética en edificaciones (pinturas atérmicas, extractores eólicos y otros medios de acondicionamiento ambiental por medios naturales). Otro de los cambios que se prevé realizar es la sustitución de duchas eléctricas por sistemas solares térmicos, así como la implementación de sistemas solares fotovoltaicos.
     
    También incluiría la implementación de estufas mejoradas de leña y uso de gas licuado de petróleo.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Hacia una nueva Agenda Energética Regional

    Integraci Energtica El pasado 12 de septiembre en Montevideo, Uruguay, el Director de Energía y Gas de ANDESCO, Edwin Cruz Caballero, en representación del  World Energy Council (WEC), participó en el lanzamiento del Programa Regional de Eficiencia Energética para la región de América Latina y el Caribe, en donde destacó especialmente que el desarrollo de acciones de eficiencia energética, por tratarse de una fuente energética de las más limpias, es una medida adecuada para abordar los desafíos de la sostenibilidad energética que estudia el Consejo Mundial de Energía en el marco del Trilema Energético: seguridad energética, acceso social a la energía y mitigación de impacto ambiental.
     
    En el marco de la iniciativa "Hacia una Nueva Agenda Energética para la Región", en el que aúnan esfuerzos ALADI, ARPEL, CAF, CEPAL, CIER, OEA, OLADE y WEC, se abordó la necesidad de desarrollar un trabajo conjunto para disponer de un Programa Regional de Eficiencia Energética cuyo objetivo principal es promover el desarrollo del mercado de proyectos de eficiencia energética en América Latina.
     
    En una primera fase de esta iniciativa se obtuvieron estudios de análisis del sector energético Latinoamericano y del Caribe y su inserción en el contexto mundial, dando como resultado un diagnóstico del estado actual e identificación de temas claves para la región en materia energética.
     
    En su reunión de planificación en Montevideo (Agosto 2013), las 8 agencias y organismos regionales latinoamericanos que integraron el grupo de trabajo de la “Agenda Energética Regional”,   establecieron un plan de acción  indicativo para la implementación de una Fase II de la Agenda, a desarrollarse en 2014-2015.
     
    Una de las áreas identificada como estratégica fue la Eficiencia Energética (EE), con particular referencia al interés en desarrollar un proyecto “ad-hoc” sobre la materia,  cuyo objetivo sería apoyar la creación de un  mercado de la eficiencia energética en los países de la región.
     
    El evento de lanzamiento del Programa Regional de Eficiencia Energética se realizó el día 12 de Setiembre de 2014 en la sala Cisneros de la Sede de la Secretaría General de la ALADI en Montevideo, hora 9 am. Autoridades de Uruguay,  de ALADI, de CAF y del resto de las agencias intervinientes expusieron la visión coordinada a nivel regional para el abordaje de la Eficiencia Energética en la región.
     
    La apertura del evento de Lanzamiento fue realizada por el Secretario General de la ALADI, Carlos Chacho Alvarez, la Representante país de CAF, Gladis Genua y el Director Nacional de Energía, Ramón Méndez.
     
    El Secretario General de la ALADI, Carlos Chacho Alvarez, en su discurso de bienvenida remarcó la importancia y necesidad de contar con iniciativas orientadas a la integración regional, en especial en materia de integración energética, siendo el programa Regional de Eficiencia Energética un claro ejemplo de trabajo conjunto entre agencias regionales para fomentar la integración.
     
    La Representante país de CAF, Gladis Genua, expuso el interés de CAF de trabajar activamente en el desarrollo de mecanismos financieros para apoyar la implementación de proyectos de eficiencia energética en los países latinoamericanos. 
     
    El Director Nacional de Energía, Ramón Méndez, resaltó el avance que ha tenido Latinoamérica en la última década en aspectos relacionados al acceso a la energía y desarrollo de los mercados de la energía y cómo estas iniciativas de trabajo coordinado entre agencias aportan de forma positiva para sustentar estos cambios de contenido estructural. 
     
    Posteriormente se presentó el Programa Regional de Eficiencia Energética a cargo del Coordinador Interinstitucional del Programa, Alfonso Blanco y los avances sobre el financiamiento de CAF orientadas a la eficiencia energética para la región a cargo del Especialista Senior de Energía de CAF, Mauricio Garrón. 
     
    Resumidamente respecto a la presentación del Programa Regional de Eficiencia Energética se puede destacar que muchos países Latinoamericanos han tenido importantes avances en el desarrollo del mercado para proyectos de EE, sin embargo el diagnóstico general es que para alcanzar su pleno potencial se requiere la consolidación y acción coordinada de diferentes actores públicos y privados para  la remoción de las barreras existentes.
     
    Si se concibe el alcance del mercado de proyectos EE en América Latina como toda la demanda potencial de proyectos de Eficiencia Energética que existe en los sectores industrial, comercial, residencial y transporte, entre otros, se entiende entonces que se trata de una oportunidad económica de grandes proporciones para la región que aporta en una mejora sustancial en los términos de intercambio y competitividad para la región.
     
    Para este efecto las 8 instituciones participantes diseñaron un Programa Regional para el desarrollo del mercado de proyectos de eficiencia energética en América Latina, compuesto por una estrategia adaptada a la situación actual de la región y actividades específicas a ser ejecutadas por los organismos regionales que participarán en el mismo desde sus respectivos mandatos. 
     
    Este Programa Regional tiene necesariamente como destinatarios de sus acciones de promoción, a todo el conjunto de actores claves a nivel nacional cuyas actividades constituyen tanto la demanda como la oferta de este mercado potencial. También resulta relevante el trabajo a nivel de las autoridades responsables por la política nacional de eficiencia energética, y organismos reguladores involucrados en adecuación normativa o la remoción de barreras regulatorias existentes.
     
    Las actividades de apoyo coordinado al programa desarrolladas por ALADI, ARPEL, CIER, CEPAL, OEA, OLADE y WEC, así como las líneas de financiamiento elaboradas por CAF fueron presentadas en todo su contenido. Estas actividades específicas incluyen desde el desarrollo de instrumentos para la determinación de indicadores de desempeño a nivel regional, inventarios de proyectos de eficiencia energética, actividades de capacitación, intercambio, difusión y apoyo a gobiernos.
     
    En lo referente al desarrollo de Líneas de Financiamiento orientadas a la Eficiencia Energética para la región, CAF presentó los mecanismos de financiamiento que pondrá en operación en breve, los cuales canalizan fondos provenientes de KFW (Alemania) a través de 3 instrumentos: Una primera línea de financiamiento orientada a la Eficiencia Energética en la Oferta de, una segunda línea de financiamiento orientada a la Eficiencia Energética del lado de la Demanda de y un fondo de asistencia técnica no reembolsable para apoyar el desarrollo de auditorías energéticas y formulación de proyectos de inversión.
     
    Se concluyó que es posible identificar una visión regional en común en torno al rol de la Eficiencia Energética en el desarrollo de las naciones de Latinoamérica y el Caribe.
     
    El Programa Regional de EE permite que las agencias regionales focalicen y potencien sus esfuerzos para así catalizar las transformaciones de mercado necesarias promovidas por los gobiernos de cada país y los actores públicos y privados clave.
     
    Al finalizar, todas las agencia intervinientes a través de sus representantes, brindaron su visión respecto al Programa Regional de Eficiencia Energética. Juan José Carrasco en representación de CIER,  Manlio Coviello en representación de CEPAL, Jorge Ciacciarelli en representación de ARPEL, Edwin Cruz en representación de WEC,  Lennys Rivera en representación de OLADE y Carolina Peña en representación de OEA.
     
     
    Por: Paisminero.co / CP Andesco
     
     
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  • Hidrosogamoso empieza a operar a toda máquina

    Hidrosogamoso(1)La central hidroeléctrica empezó a producir los 820 megavatios con los que se comprometió.
     
    Aunque la central hidroeléctrica del río Sogamoso, Hidrosogamoso, empezó a operar desde el primero de diciembre, hasta el pasado sábado empezó a generar la energía con la que se comprometió en el contrato: 820 megavatios.
     
    Con esto, la empresa cumple los términos de tiempo con los que se comprometió.
     
    La nueva operación representa el 8,3 por ciento de la demanda de energía eléctrica del país y es la primera gran central hidroeléctrica que se construye en Santander.
     
    “Sogamoso representa un gran aporte para Isagen y para la generación eléctrica del país”, señaló Luis Fernando Rico Pinzón, gerente general de Isagen.
     
    El ejecutivo agregó que esta zona del país tiene mucho potencial hidroeléctrico.
     
    Para Isagen, la entrada en operación del proyecto representa un incremento del flujo operativo de caja o Ebitda cercano al 50 por ciento y un aumento de la capacidad instalada adicional del 38 por ciento.
     
    El proyecto consta de un embalse de 7 mil hectáreas, una casa de máquinas de 273 megavatios y una presa de 190 metros de altura.
     
    Para poder concretarlo fue necesario también culminar 51,3 kilómetros de vías, entre las cuales hay dos túneles viales y 16 puentes.
     
    Para la inundación del embalse realizó el reasentamiento de 185 familias y la construcción de seis escuelas.
     
    El proyecto tuvo una inversión total de 4,3 billones de pesos, siendo una de las pocas centrales hidroeléctricas en Colombia que se ha podido entregar en el tiempo estipulado en los últimos años
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
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  • Interconexión eléctrica Colombia - Panamá comenzaría en 2018

    Torre EnergEl proyecto binacional, de 450 millones de dólares, se firmó en 2011 y contemplaba que entrara en funcionamiento este año.
     
    La interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá entrará en operación durante el primer trimestre del 2018, mientras que actualmente el proyecto busca las licencias ambientales para el trazado de la línea de 600 kilómetros y 400 megavatios de capacidad, dijo un empresario comprometido en el proyecto.
     
    El proyecto binacional de 450 millones de dólares que abrirá las puertas a la venta de energía de generadores de Colombia a Panamá y a Centroamérica se firmó en el 2011 e inicialmente contemplaba que entrara en funcionamiento a finales de este año.
     
    El gerente general de la colombiana Interconexión Eléctrica S.A (ISA), Luis Fernando Alarcón, explicó el martes a periodistas que actualmente el proyecto en el lado colombiano tramita las licencias ambientales para el trazado y posterior tendido de la red. (Lea aquí: Interconexión con Panamá está en manos de Anla).
     
    "La meta que tenemos es que en el primer trimestre del 2018 entre en operación la línea. Es un proyecto muy complejo que requiere unos estudios ambientales y unas políticas para el manejo ambiental muy claras y precisas", sostuvo el ejecutivo.  El proyecto de interconexión es realizado conjuntamente por ISA de Colombia y la panameña ETESA.
     
    Por su parte, el ministro de Minas y Energía de Colombia, Tomás González, dijo que la línea le permitirá a Colombia exportar energía a Panamá, una de las economías más dinámicas de América Latina, y posteriormente a Centroamérica y México, que está en un proceso de apertura energética.
     
    "Panamá entiende los beneficios de tener energía colombiana porque es competitiva y confiable. Panamá, que es una economía que está creciendo aceleradamente, requiere de una energía competitiva y confiable", declaró González.
     
    El ministro dijo que Colombia, a través de ISA, mantiene el proyecto de interconexión eléctrica con Chile, pero que se necesita aún definir la parte regulatoria, además de modernizar la infraestructura de transporte entre Ecuador y Perú. Colombia tiene una capacidad instalada de más 14.000 megavatios, la mayoría con hidroeléctricas.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / REUTERS
     
     
     
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  • InterEnergy adquiere dos parques eólicos en Chile

    Energia Eolic ConstrLos parques eólicos, que están ubicados en la región del Bío Bío e iniciaron sus operaciones comerciales durante el tercer trimestre de 2015, tienen una capacidad instalada total de 15MW y operan bajo un acuerdo de compra de energía a 10 años con EKA Chile S.A.
     
    Santiago. El holding energético InterEnergy anunció este jueves a adquisición de los parques eólicos Raki y Huajache en Chile.
     
    Los parques eólicos, que están ubicados en la región del Bío Bío e iniciaron sus operaciones comerciales durante el tercer trimestre de 2015, tienen una capacidad instalada total de 15MW y operan bajo un acuerdo de compra de energía a 10 años con EKA Chile S.A., una asociación entre AkzoNobel y Celulosa Arauco.
     
    “Seguimos plenamente comprometidos con las energías renovables en la región, y estamos muy contentos de expandir nuestras operaciones en Chile, donde esperamos crecer significativamente durante los próximos años”, señaló Rolando González Bunster, Presidente y CEO de InterEnergy.
     
    La inversión es consistente con la estrategia de InterEnergy de entregar energía eficiente, limpia y rentable para América Latina y el Caribe. En 2015 la compañía finalizó la construcción del parque eólico Laudato Sí en Panamá con 215 MW, convirtiéndose en el más grande de Centroamérica.
     
    La transacción representa la segunda inversión de InterEnergy en Chile, donde la compañía también maneja Gas Stream, comercializador y distribuidor de gas natural.
     
    InterEnergy indicó que ya ha identificado su próximo proyecto de inversión en ERNC en Chile, que será divulgado durante el primer semestre de este año.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com 
  • Internacional - India aprueba tres proyectos energéticos de US$13.000 millones

    Genera EnergNueva Delhi - El Proyecto de Mejora del Sistema Energético de la Región del Noreste (NERPSIP, siglas en inglés) está destinado a fortalecer el sistema de transmisión y distribución de energía en los estados de Assam, Manipur, Meghalaya, Mizoram, Tripura y Nagaland
     
     El gobierno indio aprobó tres proyectos energéticos por valor de unos 807.000 millones de rupias (US$13.000 millones), informaron fuentes oficiales.
     
    El Consejo de Ministros aprobó los planes este jueves, según la información disponible este viernes en la página web de comunicación del Ejecutivo indio.
     
    El Proyecto de Mejora del Sistema Energético de la Región del Noreste (NERPSIP, siglas en inglés) está destinado a fortalecer el sistema de transmisión y distribución de energía en los estados de Assam, Manipur, Meghalaya, Mizoram, Tripura y Nagaland.
     
    El plan permitirá aumentar el actual potencial eléctrico del sistema de transmisión -de 33 kilovoltios (kV)- para reducir su brecha con la red de distribución -de 132kV-, ya que la relación ideal entre ambos sería de 132kV/220kV, según el reporte oficial.
     
    La puesta en marcha de este proyecto tendrá un coste de unos 51.000 millones de rupias (US$821 millones), la mitad de los cuales serán sufragados con un préstamo del Banco Mundial (BM), mientras que el pago del componente de capacitación (890 millones de rupias, US$14 millones del presupuesto) será asumido en su totalidad por el Ministerio de Energía.
     
    El Ejecutivo también dio ayer luz verde a un proyecto de 430.000 millones de rupias (US$7.000 millones) centrado en áreas rurales, que permitirá separar los alimentadores destinados a fines agrícolas de los utilizados para otras finalidades, así como reforzar las infraestructuras de subtransmisión y distribución en estas zonas.
     
    Finalmente, el recién aprobado Plan Integrado de Desarrollo de Energía (IPDS, siglas en inglés) implementará medidas similares en las áreas urbanas y tendrá un coste de unos 326.000 millones de rupias (US$5.200 millones).
     
    Más de un cuarto de la población del país asiático carece de conexión a la red eléctrica, al igual que ocurre con más de la mitad de las familias del estrato más pobre, según un estudio publicado en octubre por el Banco Mundial.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com
     
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  • Internacional - Petrobras sellaría con Mitsui la venta de su participación en unidad gasífera

    Gas NaturalPetrobras sostuvo que está en "negociaciones finales" con Mitsui Gas e Energia do Brasil Ltda, de Mitsui, por la venta de un 49% de participación en una compañía de inversión.

    Petrobras dijo este martes que está cerrando un acuerdo para vender a la japonesa Mitsui & Co Ltd una parte minoritaria de una unidad de distribución de gas natural del conglomerado, en momentos en que la petrolera brasileña busca desprenderse de activos no esenciales por US$13.000M al 2017.

    Petrobras sostuvo que está en "negociaciones finales" con Mitsui Gas e Energia do Brasil Ltda, de Mitsui, por la venta de un 49% de participación en una compañía de inversión que aglutina los intereses que la estatal brasileña tiene en distribuidores de gas regionales a lo largo del país.

    La venta de esta participación forma parte de un plan de desinversión que Petrobras ya anunció para el período 2015-2019. La compañía no brindó el valor estimado de la transacción, que depende de aprobaciones administrativas y regulatorias.

    Al deshacerse parcialmente de activos ligados a la distribución de gas y combustible, biocombustibles y equipamiento de transporte, el presidente ejecutivo de Petrobras, Aldemir Bendine, busca acelerar el desarrollo de prometedores descubrimientos petroleros mar adentro conocidos como yacimientos subsal.

    Con todo, Petrobras -la compañía petrolera de envergadura más endeudada del mundo- busca colocar activos en momentos en que los precios de crudo de desplomaron y en que hay un limitado interés de posibles compradores.

    La venta de la participación en la unidad gasífera ganó terreno cuando Petrobras aprobó un plan para solicitar el permiso reglamentario a fin de realizar una Oferta Pública Inicial (OPI) de la unidad de distribución de combustible BR Distribuidora SA, según analistas.

    Algunos señalan que Mitsui es considerado desde hace tiempo un comprador natural de algunos activos no estructurales de Petrobras debido a su conocimiento de Brasil y su capacidad de permanecer como accionista minoritario en grandes proyectos y negocios en el país.

    Mitsui "ya es socio de Petrobras en ocho compañías de distribución de gas en Brasil, y podría manejar potenciales sinergias operativas", dijo el analista Caio Carvalhal de Banco Brasil Plural.

    Las acciones comunes de Petrobras caían con fuerza el martes. El papel arrastra una merma de un 11% en lo que va del año.

    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

  • Internacional - Tokio le apostará al hidrógeno como nueva fuente de energía

    HidrogenoEl país asiático planea renovar la red de transporte con autobuses alimentados con pila de este elemento químico.
     
    El comité organizador de los Juegos Olímpicos de Tokio 2020 promoverá el uso del hidrógeno como nueva fuente de energía para el transporte interurbano o para alimentar las residencias de los atletas, según publicó ayer el diario Yomiuri.
     
    Los organizadores de la cita deportiva se alinean así con el plan del Ejecutivo nipón para lograr “una sociedad basada en el hidrógeno”, con el que este país pretende liderar la carrera para imponer esta fuente de energía limpia en el ámbito doméstico y en la automoción.
     
    Para ello, contemplan iniciativas concretas como introducir carros con pila de hidrógeno para el transporte de los atletas desde la Villa Olímpica hasta las instalaciones deportivas y emplear la misma fuente de energía para proveer de electricidad a las residencias de los deportistas.
     
    Asimismo, el Gobierno metropolitano de Tokio planea renovar la red de transporte interurbano con autobuses alimentados con pila de hidrógeno y que cubrirían los trayectos en torno a la estación ferroviaria de Tokio y la bahía de la capital, donde se ubicarán la mayor parte de las instalaciones deportivas. También existe un proyecto conjunto del Ejecutivo central y la organización de Tokio 2020 para desarrollar barcos alimentados con hidrógeno, que aplicarían por primera vez al transporte marítimo la tecnología que ya emplean empresas niponas como Toyota a los carros.
     
    El comité organizador prevé incluir estas y otras medidas concretas en su documento sobre la gestión de los Juegos que debe presentar ante el Comité Olímpico Internacional (COI) en febrero del próximo año, según dijeron fuentes del Gobierno capitalino al citado diario nipón.
     
    El plan para promover el uso del hidrógeno forma parte de la estrategia económica del Gobierno del actual primer ministro Shinzo Abe, que aboga por recuperar la innovación tecnológica de las grandes empresas niponas como motor de crecimiento en el archipiélago.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE
     
     
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  • ISA gana licitación para ejecutar proyectos en Chile

    Torres Alta TensionLa compañía desarrollará tres planes de transformación de energía en subestaciones chilenas, que le generarán ingresos de 2,6 millones de pesos.
     
    La empresa colombiana ganó este miércoles una licitación para desarrollar tres grandes proyectos en el sur del continente, informó la empresa.
    La licitación le permitirá a ISA diseñar, financiar, construir, operar y realizar mantenimiento a los proyectos de los
     
    Bancos de Autotransformadores de las nuevas subestaciones Cardones, Maitencillo y Pan de Azúcar del Sistema Interconectado Central (SIC).
     
    Estos proyectos permitirán la transformación de la corriente eléctrica de 500 a 220 kilovatios (KV) de la línea troncal que actualmente se encuentra en construcción.
     
    La empresa agregó que tendrá “los derechos de explotación a perpetuidad sobre las obras, las cuales entrarán en operación en 36 meses contados a partir de la fecha de adjudicación oficial del proyecto”.
    ISA es una empresa dedicada a las actividades de transporte de energía eléctrica, concesiones viales, telecomunicaciones y gestión inteligente de sistemas de tiempo real, con operaciones en Colombia, Chile, Brasil y Perú.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE
     
     
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  • Jeff Immelt pone su sello y reencauza a GE como un conglomerado industrial

    Jeff Immelt GEGeneral Electric Co. GE -0.74%  puso en marcha a fines de la semana pasada uno de los mayores cambios estratégicos en sus 132 años de historia al anunciar su salida del negocio bancario para concentrarse en sus operaciones industriales.
     
    Este es el intento más osado del presidente ejecutivo, Jeff Immelt, para reanimar el precio de la acción —que acumula una caída de 20% en los últimos diez años frente a un alza de 73% del Promedio Industrial Dow Jones en igual período— y dejar su impronta en el conglomerado que ha dirigido durante los últimos 13 años.
     
    Immelt está dejando de lado la estrategia que heredó de su predecesor, Jack Welch. El presidente ejecutivo ha reforzado los negocios industriales de GE al hacer grandes transacciones en electricidad, petróleo y gas y se ha desprendido de cerca de 65% de la compañía creada por Welch, incluyendo la venta del grupo de entretenimiento NBC y de la filial de electrodomésticos.
     
    El negocio de finanzas, conocido como GE Capital, aportaba cerca de la mitad de las ganancias de GE, pero fue duramente golpeado durante la crisis de 2008. Henry Paulson, el secretario del Tesoro estadounidense durante ese lapso, relató en su libro sobre la crisis que se dio cuenta de la gravedad de la situación cuando Immelt apareció en su oficina para contarle que GE Capital no podía obtener financiamiento por un lapso superior a un día.
     
    Immelt ha reducido el tamaño de GE Capital desde entonces, pero los activos de US$500.000 millones de la división la ubican como el séptimo banco de Estados Unidos. Después de desprenderse de GE Capital, un proceso que demorará dos años, un 90% de las ganancias de GE provendrán de sus filiales industriales, incluyendo los motores para aviones, turbinas industriales y servicios petroleros, un alza frente al 58% de 2014. El 10% restante será aportado por algunos negocios financieros que el conglomerado preservará, como el alquiler de aviones y el financiamiento de energía, que respaldan sus operaciones industriales.
     
    “Todos los accionistas quieren que hagamos esto”, manifestó una fuente cercana. “Nadie nos quiere en este negocio”.
     
    GE trata de dejar atrás el legado de la crisis financiera y su peculiar posición como un coloso industrial que también es una de las instituciones financieras consideradas “sistémicamente importantes” en EE.UU., un estatus que acarrea costos más altos y una supervisión más estricta de los reguladores.
     
    GE apuesta a que la reestructuración valdrá la pena puesto que, a menudo, las compañías industriales cotizan a valuaciones de mercado más altas que las de finanzas.
     
    GE Capital es rentable y sus finanzas son saludables. Sus ejecutivos, sin embargo, lamentan que las regulaciones impuestas después de la crisis hacen difícil que la empresa logre un retorno sobre la inversión lo suficientemente alto. Permanecer en el negocio bancario “no tiene ningún sentido”, recalcó Jeff Bornstein, director de finanzas de GE Capital.
     
     
    La decisión, sin embargo, no despeja las interrogantes sobre los negocios industriales del conglomerado. La filial de servicios petroleros, por ejemplo, acaba de expandirse y le vendría bien un repunte en los precios de la energía para aplacar las dudas en torno al momento escogido para hacer algunas adquisiciones. Lo que está claro, dicen algunos, es que sin GE Capital de por medio, el desempeño de las operaciones industriales del grupo será puesto a prueba.
     
    En la práctica, salir del negocio de finanzas significa que GE renuncia a un tercio de sus ganancias. La empresa amortiguará el impacto sobre las ganancias mediante una recompra de acciones de US$50.000 millones que también servirá para disminuir las acciones en circulación entre 15% y 20% hasta 2018.
     
    Immelt añadió que la empresa seguirá contando con un presupuesto anual de entre US$3.000 millones y US$5.000 millones para hacer adquisiciones industriales.
     
    El conglomerado, no obstante, debe cumplir con metas de ventas y utilidades en un momento en que el negocio de generación eléctrica, por ejemplo, sigue bajo presión y el derrumbe de los precios del petróleo amenaza el desempeño de una filial que representa un quinto de las ventas industriales.
     
    Immelt dedicó US$14.000 millones a la compra de empresas de hidrocarburos entre 2010 y 2015 con la esperanza de que la división de petróleo y gas fuera un motor de crecimiento. Sin embargo, La caída de los precios ha obligado a los productores a reducir sus gastos en equipos y GE prevé un descenso en ventas y ganancias en su filial de petróleo y gas de hasta 5% durante 2015. Algunos analistas estiman que las ganancias de la división podrían descender 23% este año.
     
    El negocio financiero fue uno de los motores de GE durante la gestión de Welch y del propio Immelt. El primero invirtió miles de millones de dólares en la compra de toda clase de activos, desde edificios de oficinas en California a préstamos de consumo en Japón.
     
    Las actividades bancarias de GE comenzaron en 1905 con el objeto de proveer financiación a empresas de servicios públicos. El negocio se amplió durante la Gran Depresión al ofrecer créditos para que los consumidores pudieran comprar electrodomésticos.
     
    El negocio creció rápidamente puesto que GE explotó una particularidad de los mercados. En lugar de recibir depósitos para financiar sus préstamos, la empresa aprovechó su calificación de deuda estelar para emitir bonos y obtener crédito a corto plazo. La estrategia funcionó hasta la crisis de 2008, cuando GE recibió fondos de rescate del gobierno estadounidense y redujo su dividendo. Posteriormente, Immelt se mostró arrepentido de haber expandido GE Capital antes de la crisis. “Claramente, en retrospectiva, me equivoqué”, reconoció en una entrevista en septiembre.
     
    Bornstein, el director de finanzas de GE Capital, indicó que la salida del rubro financiero le costará a GE alrededor de US$23.000 millones. El plan contempla la venta de una cartera de préstamos de US$165.000 millones. GE también vendió por US$26.500 millones un portafolio de inversiones de bienes raíces.
     
    La reorganización ha hecho que algunos analistas se pregunten cuándo Immelt, de 59 años, dejará el cargo. El ejecutivo no abordó el tema el viernes, durante el anuncio del giro estratégico, pero ha dicho que no contempla ningún cambio.
     
    —Charley Grant contribuyó a este artículo.
     
    Por Ted Mann y Victoria McGrane
     
    Fuente:WSJournal.com
     
  • Las seis propuestas de Asoenergía para bajar las tarifas

    Energia EficiEl gremio de los grandes consumidores de energía aseguró que no pedirán subsidios, sino competitividad al sector.
     
    Con seis propuestas debajo de la manga la presidenta de Asoenergía, María Luisa Chiappe, asegura que es posible disminuir los costos de la energía en el país sin reducir la confiabilidad del sistema.
     
    La vocera del gremio, que reúne a los grandes consumidores de energía, advierte que uno de los problemas de la matriz energética nacional es que, si bien hay suficiente energía para cubrir la demanda, los precios a los que se ofrece no son competitivos.
     
    “Hay plantas que reciben cargo por confiabilidad, funcionan a líquidos y producen por encima de los $1.000 por kilovatio hora. Esto es entre 12 y 26 veces por encima del precio de bolsa. Estas empresas ni siquiera pueden ofrecer energía en el mercado porque el precio es inferior a sus costos de operación”, dijo Chiappe.
     
    Ante esta situación, la asociación planteó tres propuestas al Gobierno en materia de generación y comercialización de energía y otras tres en materia de distribución que podrían reducir las tarifas entre un 20 por ciento y un 35 por ciento.
     
    En primer lugar, el gremio propone que se abran nuevas subastas para ampliar la capacidad de generación como mínimo en 2.000 megavatios adicionales, pero que se condicione a que sea energía de bajo costo, es decir, hidroeléctrica o carbón.
     
    Además, piden que se establezca un cargo por confiabilidad por méritos para las plantas existentes, en función de la eficiencia. “Hay que eliminar los incentivos para mantener en el mercado plantas ineficientes. Son verdaderos activos tóxicos que recargan los costos de la energía sin garantizar la confiabilidad”, señaló Chiappe.
     
    Adicionalmente, el gremio pide que se les permita a los grandes consumidores acceder directamente al mercado mayorista de energía, sin intermediarios, como sucede en la actualidad.
     
    En el esquema de distribución, el gremio pide también varios ajustes. Uno de ellos es que le solicitan a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) que ajuste la remuneración a los costos de capital en las tarifas de transmisión y distribución. Esto es una tasa que se reconoce a las empresas de transmisión de energía, que está por encima del 14 por ciento (según los cálculos del gremio), y que deberían estar alrededor del 8 por ciento.
     
    La otra propuesta es que los activos de transmisión y distribución del sistema se valoren, y remuneren, por precios del mercado. “Se está pagando por infraestructura vieja, que precisamente por el tiempo en operación tiene mayores costos de funcionamiento, como si fuera una nueva”, señaló Chiappe.
     
    Por último los grandes consumidores piden que les den libre acceso a las redes de distribución en los niveles de tensión que necesitan. Actualmente tienen que pedir permiso a las empresas de transmisión para poder hacer un cambio, y no siempre es posible.
     
    Todas estas propuestas fueron presentadas al Gobierno, pero, de acuerdo con Chiappe, aún no han tenido acogida. “No pedimos subsidios, lo que solicitamos es que se mejore la competitividad en el sistema”, señaló.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Lista la interconexión eléctrica de Hidrosogamoso

    Linea EnergiaBogotá - La conexión que permitirá unir a Hidrosogamoso, que está siendo construida por Isagen, con el Sistema de Transmisión Nacional (STN) de energía eléctrica, ya entró en operación comercial.

    Esta conexión, que será operada por Intercolombia, una filial de ISA que además mantendrá la subestación y las líneas asociadas, le generará a la compañía ingresos por US$4,8 millones anuales, según cálculos de 2010.

    La energética, que puso ayer en marcha la interconexión eléctrica, manifestó que con este proyecto “brindará una mejor atención a la futura demanda energética del país y mejorará la calidad y confiabilidad del sistema”. Agregó que gracias a esto se disiparán las restricciones, disminuyendo el costo operativo.

    El proyecto consistió en el diseño, construcción y montaje de una subestación a 230.000 y 500.000 voltios y tres líneas de transmisión que buscan dar salida a los 820 megavatios de energía que producirá la Central Eléctrica de Sogamoso.

    Isagen tiene tres escenarios para la entrada en operación de la hidroeléctrica. El primero, que es el más optimista, proyecta que comenzará a trabajar el primero de diciembre, cumpliendo con el compromiso al que se llegó con la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg).

    El segundo escenario, es que entre a finales de diciembre, dependiendo de las lluvias de los próximos meses y el tercero, que es el más pesimista, es a finales de enero. Este último se hizo proyectando el comportamiento hidrológico que se ha tenido en los últimos meses.

    Y es que lo que le ha afectado a la puesta en marcha de Hidrosogamoso ha sido la sequía, el gerente de Isagen, Luis Fernando Rico, explicó que el último junio fue el segundo más seco desde que se hacen registros hidrológicos de más de 50 años, lo que ha demorado el llenado del Proyecto Sogamoso, que se tenía previsto entregar en octubre. Si el fenómeno de El Niño llega a hacerse realidad, la demora podría ser mayor.

    ISA informó que para la puesta en marcha de la interconexión del proyecto, se construyó la subestación Sogamoso, se amplió la Subestación Guatiguará de la compañía y se tuvieron que adecuar las subestaciones de Barrancabermeja y Bucaramanga de la Electrificadora de Santander (Essa).

    Así mismo, fue necesario construir la línea Sogamoso-Guatiguará a 230.000 voltios y reconfigurar las líneas Primavera-Ocaña a 500.000 voltios y Barranca-Bucaramanga a 230.000 voltios.


    María Alejandra Sánchez


    Fuente: Larepublica.co


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  • Llevar energía a todos los municipios cuesta $4 billones

    Electrificacion RuralA pesar de que Colombia produce suficiente electricidad para abastecer el mercado interno y exportar, hay 500 mil familias que no tienen acceso a este servicio público.
     
    Hace un mes comprar una nevera en el municipio de Vigía del Fuerte era una inversión tan onerosa como inútil. La localidad, ubicada en el Urabá antioqueño, solo tenía acceso a la electricidad durante cuatro horas diarias.
     
    La cotidianidad de los seis mil habitantes del municipio se movía solo bajo la luz del sol y, en las noches, la de las velas. Pero, desde el pasado cinco de septiembre, el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas, Ipse, instaló dos plantas a diésel que sirven para llevar electricidad a las 815 familias por las 24 horas.
     
    Para la alcaldesa de Vigía del Fuerte, Miryam del Carmen Serna Martínez, el cambio de tener electricidad todo el día ha incidido en la seguridad, en la economía y en la calidad de vida. “Hoy estamos más seguros gracias a la energía”, dice.
     
    Por fortuna, para los pobladores del municipio ubicado en el corazón del Atrato, los días sin electricidad acabaron.
     
    Pero no es igual la suerte para 500 mil familias en el país. Para llevar ‘luz’ a todos los municipios del país se necesitan 4 billones de pesos, según los cálculos del Ministerio de Minas y Energía.
     
    CUESTIÓN DE PRESUPUESTO  
     
    De acuerdo con el ministro de Minas, Tomás González, lo que se tiene que invertir en llevarle energía a estos hogares no es tanto si se compara con el beneficio que ganan las poblaciones con la electricidad.
     
    Pero, el hecho es que la cifra es muy superior al presupuesto que seguramente le aprobarán al Ministerio de Minas y Energía, que sería de unos 3,6 billones de pesos. Comparado con lo que se necesita, los recursos que se destinan al año para llevar electricidad y fortalecer los sistemas de transmisión y distribución son minúsculos.
     
    “Haciendo ‘cuentas de servilleta’, si tenemos 80 mil millones de pesos para invertir al año con el Fazni (Fondo de Apoyo para Zonas No Interconectadas), como en seis años podríamos cubrir todos los hogares. Pero, hay que tener en cuenta que no todos los recursos van para usuarios nuevos, parte se destina a remodelación y repotenciación de redes y subestaciones existentes y mejoramiento del servicio”, explicó el director general del Ipse, Elkin Eduardo Ramírez Prieto.
     
    El año pasado, por ejemplo, la institución invirtió 92 mil millones de pesos en proyectos que beneficiaron a 17.272 usuarios, de los cuales se cuentan 7.800 nuevos y 9.472 antiguos.
     
    Pero, además de los 4 billones de pesos, el Ministerio estima que se requerirían al año recursos adicionales por 1 billón de pesos anuales en subsidios para mantener la infraestructura.
     
    NUEVAS FUENTES
     
    Ramírez Prieto espera que se puedan aumentar los recursos destinados a llevar energía a regiones apartadas del país, mediante los fondos de regalías. También hay recursos del Departamento de Prosperidad Social, de cooperación internacional y, con la ley de energías renovables, se debe reglamentar un Fondo de Energías no convencionales y Gestión Eficiente de la Energía, cuya función es dar recursos para la implementación del uso de fuentes solares y eólicas.
     
    En estas energías renovables está la gran oportunidad para las regiones más apartadas del país, donde aún no se puede llevar la red, por falta de infraestructura.
     
    La buena noticia es que el país ya genera suficiente electricidad no solo para abastecer el mercado interno, sino también para exportar a Venezuela, Ecuador.
     
    INFRAESTRUCTURA ES EL PRINCIPAL OBSTÁCULO 
     
    La dificultad y el elevado costo para dar el servicio de energía eléctrica a estos hogares radica en la geografía y, en algunos casos, en el orden público.
     
    En el caso de Vigía del Fuerte, por ejemplo, se trata de una localidad ubicada entre los límites de la selva chocoana y antioqueña y esto dificulta la conexión de las redes al SIN.
     
    Esto es lo que explica que un país que exporta mensualmente 1,65 gigavatios hora/día al mes, tenga a más de dos millones de ciudadanos sin energía eléctrica.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón
     
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  • Lo que le espera a la venta de Isagén

    Isagen LogoEl Gobierno busca que este mismo año se dé una decisión de fondo del Consejo de Estado sobre el proceso de enajenación de las acciones de la empresa, pero podría tomarse mucho tiempo más.
     
    Mientras en el Ministerio de Hacienda cruzan los dedos para que en la audiencia fijada por el Consejo de Estado para el próximo 3 de agosto se dé una decisión de fondo sobre la legalidad de la venta de las acciones de la Nación en Isagen, la realidad es que los plazos de este tribunal suelen ser un poco más lentos.
     
    Este miércoles, durante la audiencia de recepción de pruebas, el magistrado a cargo del proceso, Hugo Bastidas, escuchó a las partes que buscan impedir y a las que pretenden que se autorice la enajenación del 57,6 por ciento de las acciones estatales en la empresa de generación de energía eléctrica.
     
    Para el abogado de Justicia Tributaria, opositor al proceso de venta, José Roberto Acosta, es posible que en la próxima audiencia se anuncie una decisión de fondo: “El mismo magistrado explicó que el 3 de agosto podría haber humo blanco (o no) sobre la venta de Isagen”, explicó el también profesor de economía de la Universidad del Rosario y agregó que esto dependerá de qué tan breve o extenso sea el proceso de revisión de las pruebas. Sin embargo, confiar en que en un mes se tomará una decisión de fondo puede considerarse como “pensar con el deseo”.
     
    “Los términos que señala la ley para esos efectos no dan ninguna claridad, pueden demorarse meses y no por capricho o negligencia de los jueces, sino por la cantidad de temas que tienen para su decisión. Además en este caso el proceso está apenas empezando”, explicó el constitucionalista Jaime Castro.
     
    El experto añadió que la decisión definitiva en este caso podría tardar incluso dos o tres años, pues dada la magnitud del caso, no es raro que lo lleven a la sala plena del Consejo de Estado, hoy el proceso se maneja en la Sección Cuarta.
     
    Esto, dice, podría alargar aún más la decisión final.
     
    ¿QUÉ PASA DESPUÉS?
     
    El Consejo de Estado estudia actualmente tres demandas contra la venta de Isagen que alegan que la enajenación de la compañía no fue contemplada en el Presupuesto General de la Nación, que causarían detrimento patrimonial y que no respetó el debido proceso.
     
    La corte decidió englobar las tres demandas y dar un solo fallo para las tres, lo que podría ir en tres sentidos: fallar a favor del Gobierno y permitir la venta, darle la razón a los demandantes y suspender el proceso o una tercera vía, que sería decir que sí, pero si se subsanan algunos vacíos, bien sea por la reformulación del proceso o con la realización de ajustes a la normativa existente.
     
    De acuerdo con Acosta, en caso de que el Gobierno le de vía libre al proceso de venta, el Ministerio de Hacienda debe publicar un nuevo aviso en un medio de circulación nacional indicando la nueva fecha de la subasta por lo menos con quince días de antelación.
     
    Esto, dicen algunos expertos consultados por Portafolio, también les permitiría a las empresas que están interesadas en la subasta analizar nuevamente la oferta, en el nuevo contexto de mercado, que ha cambiado, con respecto a la presentación inicial de las ofertas.
     
    Para Acosta, el nuevo proceso debería incluir además una etapa de precalificación adicional para nuevos proponentes, algo que jurídicamente no estaría obligado a hacer el Ministerio de Hacienda.
     
    De hecho, fuentes de la cartera aseguran que para la entidad es clave poder concluir pronto el proceso de venta, pues es claro para el Ministerio que entre más tiempo pase, más incertidumbre para los inversionistas precalificados.
     
    En este momento, son tres las empresas candidatas a quedarse con las acciones en venta de Isagen: Colbún de Chile, GDF Suez, de Francia y el fondo Brookfield Asset Management, de Canadá. Las tres han pagado las garantías de seriedad de su oferta y, hasta ayer, ninguna de ellas había retirado sus cartas de intención, es decir que mantienen en firme su interés.
     
    Pero la pregunta del millón es ¿por cuánto tiempo?
     
    ‘NUESTRA PACIENCIA TIENE UN LÍMITE’: COLBÚN
     
    El gerente general de Colbún, una de las tres candidatas en la subasta de Isagen, Thomas Keller, manifestó que la firma sigue interesada en la compra, sin embargo advirtió que no pueden esperar por siempre.
     
    De acuerdo con declaraciones recogidas por el Diario Financiero de Chile el ejecutivo señaló: “Estamos a la espera de que las autoridades en Colombia decidan qué hacer con Isagen. Obviamente hay plazos que se tienen que cumplir y la capacidad de uno de seguir prestando atención a un proceso determinado tiene sus límites”, señaló Keller.
     
    Agregó que la meta de Colbún es internacionalizar la operación, pero que Colombia, aunque sigue siendo una opción interesante para la firma chilena, no es la única. “Hay otros activos que son interesantes y también existen en Perú, y ahí estamos haciendo un seguimiento a esas oportunidades, agregó el ejecutivo.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Los costos de generar energía en Colombia

    Electricd 4La presidenta de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Acolgen, Ángela Montoya Holguín, le salió al paso a las declaraciones de algunos sectores que afirman que los costos de la energía en el país son muy elevados y frenan la competitividad de la industria.
     
    ¿Los precios de la energía en Colombia son elevados?
     
    El consumo per cápita de energía en el país es uno de los más bajos de la región y este es un mercado de oferta y demanda, por lo tanto producir energía no es barato. Además existen una serie de costos tributarios agregados a la factura que por disposición gubernamental se cobran pero no se desagregan por parte de los empresarios cuando pagan la factura.
     
    ¿Cite un ejemplo de los costos agregados a los que hace alusión? 
     
    El Plan Nacional de Desarrollo aprobado en el Congreso de la República tenía un artículo mediante el cual se cuadruplicaba el tamaño de los subsidios para las clases sociales menos favorecidas, como el Fasnel, Pronel, Fael…. Etc. Esos costos se transferirán directamente a la tarifa, situación que no se tiene en cuenta por los empresarios que critican los valores a pagar.
     
    ¿Cómo está compuesta la matriz de energía colombiana?
     
    La matriz de energía en el país es 68% hidráulica, el resto de la generación es térmica con una composición mayor en gas, seguida de gas licuado y carbón. Así como la demanda de gas residencial, industrial y vehicular crecen, las preocupaciones también.
     
    ¿Por qué la preocupación?
     
    El gas se está acabando en Colombia. Si el Gobierno no deja de exportar el gas propio a Venezuela, tocará apagar las plantas térmicas y utilizar los líquidos que son cinco veces más caros que el precio actual. El compromiso colombiano con el vecino país era de exportar esa fuente de energía fósil durante tres años, con la condición de que la operación sería recíproca y Colombia recibiría lo mismo.
     
    ¿Qué tan inminente es esa situación?
     
    La demanda de gas sigue creciendo y consideramos que hay un déficit preocupante pues los generadores no tenemos contratos a largo plazo. Necesitamos que el Estado asegure con una política seria y firme el suministro de gas para las plantas térmicas que tanto lo requieren y de esa manera conservar las tarifas sin esos picos.
     
    ¿Podríamos decir que esa es su mayor preocupación en este momento?
     
    Sí, lo más urgente es contar con una política de Estado con respecto al gas para que tengamos asegurado ese insumo para las plantas térmicas. Sin embargo también se requiere estabilidad regulatoria porque los cambios a todo momento hacen que los inversionistas prefieran llevar sus recursos a otros países, retrasando el desarrollo de grandes proyectos.
     
    ¿Proyectos de qué clase?
     
    Desarrollamos un plan de expansión de US$10.000 millones que deberá estar listo para 2019. Una parte de ese proyecto ya entro en funcionamiento en diciembre 2014 que es Sogamoso y proveerá 890 megavatios. Sin embargo, ese plan de expansión tiene en su totalidad de la última subasta 3890 megavatios adicionales que nos garantizará un crecimiento para cumplir con la demanda de energía frente a los Tratados de Libre Comercio, Invesión Extranjera, ETC.
     
    ¿Y la energía renovable no sirve como soporte para hacerle frente a estas situaciones?
     
    El solo hecho de que en Colombia el 68% de la energía sea hidráulica evidencia que en el país si existe un mercado robusto de energía renovable. En Acolgen existen cuatro empresas que están en estudio para producir energías de este tipo como la Solar, eólica y la geotérmica. Aplaudimos y apoyamos el ingreso de las energías renovables y en este momento muchas empresas tienen posiciones en la Guajira midiendo vientos y produciendo cerca de 19 megavatios
     
    Fuente_ Dinero.com
  • San Andrés se convierte en pionero en sostenibilidad y la energía inteligente en Colombia

    San AndresLuego de una inversión que, al final del proyecto superará los $40.000 millones de pesos por parte de la empresa privada Ingenierías Aliadas S.A.S, para intervenir y reducir el índice de pérdidas de energía de esta zona insular, el Gobierno Nacional ha podido reducir los subsidios para la Isla en $70.000 millones de pesos sin poner en riesgo la sostenibilidad del servicio para los usuarios del servicio de energía.

    Gracias al proyecto “Buena energía para ciudades inteligentes” que usa smart grids o redes inteligentes, dotadas de tecnología de tele medición para monitorear y controlar el consumo domiciliario y comercial, las islas de San Andrés, Providencia y Santa Catalina se convierten en el territorio pionero del país con la implementación de este tipo de metodología que persigue el ahorro y la sostenibilidad energética.

    Con el liderazgo de la empresa Ingenierías Aliadas y en asocio con el proveedor de tecnología AMS Unión S.A.S, a hoy se han instalado 18.540 medidores tele administrados que reemplazaron a los viejos contadores de la Sociedad Productora de Energía de San Andrés (SOPESA). Gracias a esta implementación se han logrado reducir las pérdidas de energía de un 28% en julio de 2013 a un 8,7% a febrero del 2017. Estas cifras representan una reducción de casi 60 millones de kilovatios/hora durante el mismo período, que equivale a más de 4 meses de ventas mensuales de energía del operador SOPESA.

    El problema en la Isla radicaba en la evasión del pago de energía por conexiones fraudulentas y redes en mal estado, así como en la cultura de desperdicio del servicio en hoteles, comercios y hogares. Las estrategias del proyecto han consistido en el tendido de más de 50 kilómetros de redes, la implementación de medidores que permiten seguimiento en línea, la entrega de un display a los usuarios para visualizar el registro de sus consumos, la implementación de un centro de control para monitorear y tele gestionar las conexiones, y el acompañamiento social para lograr conciencia y racionalidad. Gracias a lo anterior, San Andrés es ahora una ciudad que camina a la vanguardia de la sostenibilidad energética del país.

    El ingeniero León Darío Osorio, gerente general de Ingenierías Aliadas S.A.S, asegura que el éxito del proyecto es contundente desde las cifras, pues los $130.000 millones de pesos en subsidios que aportaba el Gobierno Nacional en 2013 para esta región (cuando comenzó esta intervención), bajaron a unos  $60.000 millones de pesos que se registraron a finales de 2016, sin arriesgar la sostenibilidad del servicio ni la viabilidad financiera del operador que, por el contrario, se ha fortalecido.

    Por su parte, la facturación del Operador de red subió un 38% en los últimos 3 años, mientras que la demanda de energía total solo creció en un 4.5% en el mismo periodo, una diferencia que se explica con la reducción de las pérdidas y los consumos no remunerados. 

    En relación con el combustible que se usa para la generación, se mantiene en niveles similares a los de hace 3 años, con la gran diferencia que hoy se recupera el total de su costo, permitiendo al operador de red mejorar sus ingresos y reinvertir en mantenimiento de las plantas generadoras, las redes de energía y la operación y administración de la compañía.

    Otra gran novedad de este proyecto, afirma el ingeniero Osorio es el sistema de financiación. “Es la primera vez en Colombia y, yo creo que en América Latina, que una empresa privada entra en el apoyo de un operador eléctrico de servicios públicos para hacerlo más eficiente. En este modelo de negocio, desde Ingenierías Aliadas S.A.S  financiamos el proyecto trabajando a riesgo y ganando por cada punto de pérdidas que reduzcamos para poder recuperar nuestra inversión y la rentabilidad asociada”.    

    El suministro de la tecnología del proyecto, que corre a cargo de la empresa colombiana AMS Unión S.A.S, consta de tres componentes: el desarrollo y la instalación de los medidores, la puesta en funcionamiento de los sistemas de comunicaciones y la gestión del software que además fue creado por esta compañía. Juan Camilo Ossa Hoyos, su gerente general, asegura que este software, de tipo MDC (Metering Data Collector), fue desarrollado por ellos teniendo en cuenta las necesidades típicas de los países tropicales e incluso, luego de aplicarlo en San Andrés, se ha comenzado a exportar a Centro América y a otras islas del Caribe.

    Una nueva fase para asegurar la sostenibilidad energética de las islas es el proyecto dirigido a promover el uso eficiente de la energía y a disminuir el monto de las facturas de los consumidores isleños. Este proyecto está a cargo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) que apoya la estrategia de sostenibilidad energética liderada por el Gobierno Nacional y las autoridades políticas locales de la Isla, con un crédito, concesional del mecanismo de desarrollo limpio, con cupo de US$10 millones para financiar el Programa de Gestión Eficiente de la Demanda de Energía para el archipiélago.

    Según explica José Ramón Gómez, especialista senior en temas energéticos del BID, “la iniciativa está encaminada a generar un cambio cultural para lograr una mayor eficiencia en la generación de energía, capacitar a los operarios del sistema y sobre todo, concientizar a los habitantes del Archipiélago para que hagan el cambio paulatino de sus viejos electrodomésticos por equipos energéticamente eficientes”.

    Otra de las grandes finalidades de este proyecto, apoyado por el BID, es el desarrollo de un plan de sostenibilidad ambiental que pretende reducir las altas emisiones de CO2 que ascienden a 162.386 toneladas por año, y procurar un manejo adecuado de los residuos que se generen con el programa.

    Por su parte, el gerente de Ingenierías Aliadas, agrega que el proyecto “Buena energía para ciudades inteligentes” abre una puerta muy importante hacia el futuro de la cultura energética del país pues traerá a futuro novedades como la auto gestión para el usuario, quien, por medio de internet, tendrá la posibilidad de dosificar sus consumos manejando a larga distancia su casa.

    Además de ofrecer la posibilidad de obtener energía de manera prepago, este sistema tele administrado, permitirá incorporar novedades de domótica y automatización como la posibilidad de gestionar su casa a larga distancia, prender el aire acondicionado o las luces antes de llegar a su hogar, y en general, dotar de inteligencia el servicio de energía”, enfatiza Osorio.

    Este sistema abre una gran oportunidad para implementar Smart Grids en otras regiones del país en donde se hace apremiante implementar estrategias para lograr que las empresas prestadoras mejoren su servicio y, de paso, se abra la posibilidad de dotar a los usuarios de redes inteligentes para entrar a la era del internet de las cosas.

     

    Por: Paisminero / CP


     

  • Schneider Electric en la 9na posición entre las 100 compañías más sostenibles del mundo en 2015

    Schneider Electric·Schneider Electric aparece en el "TOP 10" por segundo año consecutivo.
    ·El grupo subió una casilla en comparación con 2014.
     
     
    Colombia, febrero de 2015 – Schneider Electric anuncia que ocupa el noveno puesto en el índice de los “2015 Global 100 Most Sustainable Corporations in the World” ("Global 100"). Como cada año, este índice fue presentado en enero pasado por la firma Corporate Knights, una compañía de medios y de asesoría de inversión con sede en Toronto, Canadá.
     
    Las empresas clasificadas en el “Global 100” son los actores principales de sostenibilidad en sus respectivos sectores industriales, seleccionados a partir de un universo de 4.609 sociedades cotizadas con una capitalización de mercado de más de $ 2 mil millones de dólares. El Global 100 se determina usando doce indicadores de sostenibilidad cuantitativos, incluyendo la cantidad de ingresos que las compañías generan por unidad de energía consumida y la frecuencia de accidentes con tiempo perdido.
     
    "El “Global 100” representa a los pioneros corporativos que están forjando nuevas maneras de hacer más con menos", dijo Toby Heaps, CEO de Corporate Knights.
     
    "Schneider Electric se ubica en el top 10 por segundo año consecutivo, este es un fuerte reconocimiento de nuestro continuo compromiso con la sostenibilidad. Sobre una base diaria, Schneider Electric busca demostrar que los intereses económicos, ambientales y sociales son convergentes. Para tener un impacto significativo e iniciar un cambio duradero, se requiere una medida de desempeño. Es por eso que Schneider Electric ha definido objetivos específicos y mide sus resultados cada trimestre utilizando el barómetro Planeta y Sociedad ", dijo Jean-Pascal Tricoire, Presidente y CEO de Schneider Electric.
     
    Schneider Electric ha construido su barómetro “planeta & sociedad” desde hace 10 años para medir su desempeño en sostenibilidad. El barómetro “Planeta y Sociedad “ha sido el centro de controles de mando para la sostenibilidad del Grupo desde el año 2005 con los objetivos definidos para un período de tres años y los resultados trimestrales de sus indicadores claves de rendimiento. Con cada programa de la compañía, el Grupo define un nuevo barómetro de planeta “Planeta y Sociedad”. La medición del progreso general utiliza una escala de puntuación de 10 y la empresa publicará el resultado final del barómetro “Planeta y Sociedad” para el programa comprendido entre el 2012 y el 2014, el 19 de febrero de 2015. Sin embargo, el barómetro ya había superado su objetivo de 3 años, de 8 / 10, y alcanzó 9,20 (sobre un máximo posible de 10) en el tercer trimestre de 2014.
     
    Por: Paisminero.co / CP Schneider Electric
     
  • Schneider Electric y Universidad Externado se unen para promover la eficiencia energética y las energías limpias

    Eco EnergiaMás de 12.000 estudiantes y docentes serán beneficiados de capacitaciones en temas de monitoreo y control, smarts grids, smarts cities y fuentes de energía no convencionales.
     
    Schneider Electric, especialista global en gestión de energía, y La Universidad Externado de Colombia, firmaron un convenio de cooperación académica mediante el cual se pretende promover la transformación productiva y la formación para aprovechar la eficiencia energética y las fuentes limpias de energía a través de Energy University.
     
    Energy University es un programa gratuito y en línea de Schneider Electric que ofrece más de 350 cursos de formación los cuales proporcionan información y orientación para mejorar la eficiencia energética dentro de una organización. Además proporciona la oportunidad de obtener la certificación como Manager Profesional de Energía, reconocida en la industria y proporcionada por el Instituto de Profesionales en Energía.
     
    “"El resultado de esta alianza se reflejará en el mejoramiento de la gestión y uso eficiente de la energía, lo que permite tomar mejores y más decisiones inteligentes sobre los temas que afectan a la industria respondiendo a la necesidad de tener más profesionales calificados en dicha materia. Esto se logra a través de más de 350 cursos que ofrece el programa, que ahora cuenta con el Primer Premio Europeo a la Energía Sostenible de la Comisión Europea", afirma Marcos Matias, Presidente de Schneider Electric para la Región Andina.
     
    La herramienta apoyará la oferta académica del CEP- Centro de Estudios de Posgrado de la Facultad de Finanzas, Gobierno y Relaciones Internacionales (FIGRI). Esta Facultad actualmente comprende un Doctorado en Estudios Políticos; Siete maestrías en: Asuntos Internacionales, Finanzas, Responsabilidad Social y Sostenibilidad, Gobierno y Políticas Públicas, Gerencia para el Desarrollo, Gestión y Evaluación de Proyectos de Inversión y en Análisis de Problemas Políticos, , Económicos e Internacionales Contemporáneos.
     
    Así como siete Especializaciones en: Gobierno, Gerencia y Asuntos Públicos, Desarrollo y Marketing Territorial, Cooperación Internacional y Gestión de Proyectos para el Desarrollo, Finanzas, Marketing Político y Estrategias de Campaña, Negocios Internacionales y Responsabilidad Social Empresarial. 
     
    “Con esta alianza contribuimos a la formación de una clase dirigente política y financiera para abordar los temas de política pública, proyectos de eficiencia energética y fuentes de energía limpia con el fin de promover la competitividad del país, generar mayores niveles de rentabilidad y eficiencia sin perder la óptica de sostenibilidad”, comenta el doctor Roberto Hinestrosa Rey, Decano de la Facultad FIGRI de la Universidad Externado de Colombia.
      
    Estos nuevos campos de acción son los que buscan desarrollar la reglamentación de la Ley 1715 de 2014 con respecto a la autogeneración, la respuesta de la demanda, la generación distribuida, la generación en zonas no interconectadas, los incentivos a las fuentes de energía limpia, la eficiencia energética y un nuevo fondo de promoción y apoyo financiero para estas iniciativas (Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía FENOGE) en los que avanza la Unidad de Planeación Minero Energética UPME del Ministerio de Minas y Energía.
     
    Se promoverá el e-learning para la formación y certificación Profesional Energy Manager (PEM) otorgada por Energy University de Schneider Electric y el Institute of Energy Professionals (IEP) de Estados Unidos, el cual cuenta con unos 350.000 egresados alrededor del mundo.
     
    La Universidad Externado y Schneider Electric se preparan para estos cambios, considerados como los mayores retos en materia energética en Colombia en los últimos 20 años, lo cual lo reafirman siendo miembros de la Cámara Colombiana de la Energía y el Clúster de Energía Eléctrica de Bogotá-Sabana.
     
     
    Por: Paisminero.co / CP- Schneider Electric
     
     
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  • Tras la venta de Isagén el sector eléctrico quedó privatizado

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    Con los $6,49 billones que recibió el Ejecutivo por la enajenación de la empresa, la generación de energía quedó en manos de empresas particulares.

    Más de 15 mil millones de acciones de Isagén que pertenecían al Estado fueron vendidas a Brookfield por $6,49 billones. Este fue el precio mínimo fijado por el Gobierno para enajenar su participación en una de las generadoras de energía más importantes de Colombia.
     
    “Colombia es un mercado atractivo de largo plazo, con una fuerza laboral calificada y una perspectiva de alto crecimiento. Isagén representa la segunda inversión para Brookfield en el país desde 2012, cuando adquirimos Ebsa. En los últimos 20 años hemos adquirido y desarrollado aproximadamente 8.000 megavatios de activos de generación hídrica y eólica en seis diferentes países y en tres diferentes continentes”, dijo el representante del fondo canadiense, Carlos Castro, al finalizar la operación.
     
    Más allá de la férrea oposición que tuvo el proceso, que terminó con un solo oferente, también queda en evidencia un posible problema para la expansión del sistema eléctrico en el largo plazo y por lo tanto un reto para quienes se encargan de fijar el marco regulatorio. El Estado pasó de ser propietario de cerca del 29 % de la capacidad instalada a poseer poco más del 4 %. Es decir, este recurso prácticamente fue privatizado.
     
    Geselca (que en abril terminará su contrato de generación con Termobarranquilla por 900 MW), Urrá (hidroeléctrica que genera alrededor de 340 MW) y Gensa (el primer generador térmico a carbón del país), junto con otras pequeñas generadoras, son los activos del sistema eléctrico propiedad del Estado. En este listado no se incluye EPM por tratarse una empresa municipal.
     
    Como ya había advertido el director del Observatorio de Energía de la Universidad Nacional, Germán Corredor, esto implica una posible afectación al desarrollo e investigación de nuevas fuentes de energía, pues las compañías del Estado, como Isagén, llevaban esta bandera.
     
    Sin embargo, el viceministro de Energía, Manuel Maiguashca, no comulga con esta posición. “Lo que hace viable el esquema es la regulación, no que haya empresas públicas o privadas. Uno desarrolla nuevas fuentes de energía según el recurso que exista y lo que existe hoy en Colombia es fundamentalmente agua y carbón. Nada tiene que ver la propiedad con los desarrollos”.
     
    Como están las cosas, sin Isagén y con las últimas decisiones, que dicen algunos inversionistas dejaron la regulación “patas arriba”, el Gobierno tendrá la responsabilidad de generar mayores incentivos para este fin.
     
    El director ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Alejandro Castañeda, aseguró que “no importa la propiedad, sino la regulación para atraer nuevos inversionistas. Las reglas de juego tienen que ser claras para que haya generación. El Estado tiene que tener el marco claro y robusto para poder invertir, y cuando haya problemas, debe hacer acompañamiento”.
     
    Planteada la problemática anterior, también está otra no menos importante y es tener claridad sobre lo que va a suceder con los recursos que Brookfield deberá desembolsar antes del 27 de enero. A propósito de esas dudas, al finalizar el inusual proceso de subasta con apenas un oferente, el ministro de Hacienda y Crédito Público, Mauricio Cárdenas, explicó que esos recursos irán a la Financiera de Desarrollo de Nacional, a través del Fondo Nacional para el Desarrollo de la Infraestructura (Fondes), para la financiación de los proyectos de infraestructura, que cuestan $47 billones.
     
    “Tenemos que vigilar celosamente la utilización de estos recursos, por eso me propongo consultar y mantener informados al grupo de exministros de Hacienda que representan a todas las tendencias políticas para que sepan cómo se hace cada una de las inversiones. Los recursos de Isagén son un tesoro para que crezca en beneficio de los colombianos”, manifestó.
     
    Estos recursos, contó a este diario Clemente del Valle, presidente de la Financiera de Desarrollo Nacional, serán un medio de apalancamiento para financiar a las firmas que hayan ganado las adjudicaciones de las vías (ver entrevista página 3).
     
    No obstante, desde diferentes orillas —Procuraduría, partidos políticos, organizaciones civiles y sindicatos— se argumentó el mal negocio que representó la enajenación de la participación de Isagén. Pero el director del Departamento Nacional de Planeación (DNP), Simón Gaviria, concluyó que “se vendió muy bien”. De acuerdo con el funcionario, la Nación hubiera tardado hasta 45 años en recaudar lo que pagó Brookfield por Isagén. “Esto, porque los ingresos que recibíamos por Isagén eran $145 mil millones anuales”.
     
    Dudas sobre Brookfield
     
    Este fondo canadiense tiene inversiones por US$225 mil millones en el sector eléctrico, bienes raíces e infraestructura. Ha sido investigado por supuestos pagos de sobornos para obtener permisos de construcción en Brasil. Aunque El Espectador ha tratado de comunicarse con voceros del fondo de inversión, hasta el momento no ha sido posible.
     
    Más de 15 mil millones de acciones de Isagén que pertenecían al Estado fueron vendidas a Brookfield por $6,49 billones. Este fue el precio mínimo fijado por el Gobierno para enajenar su participación en una de las generadoras de energía más importantes de Colombia.
     
    “Colombia es un mercado atractivo de largo plazo, con una fuerza laboral calificada y una perspectiva de alto crecimiento. Isagén representa la segunda inversión para Brookfield en el país desde 2012, cuando adquirimos Ebsa. En los últimos 20 años hemos adquirido y desarrollado aproximadamente 8.000 megavatios de activos de generación hídrica y eólica en seis diferentes países y en tres diferentes continentes”, dijo el representante del fondo canadiense, Carlos Castro, al finalizar la operación.
     
    Más allá de la férrea oposición que tuvo el proceso, que terminó con un solo oferente, también queda en evidencia un posible problema para la expansión del sistema eléctrico en el largo plazo y por lo tanto un reto para quienes se encargan de fijar el marco regulatorio. El Estado pasó de ser propietario de cerca del 29 % de la capacidad instalada a poseer poco más del 4 %. Es decir, este recurso prácticamente fue privatizado.
     
    Geselca (que en abril terminará su contrato de generación con Termobarranquilla por 900 MW), Urrá (hidroeléctrica que genera alrededor de 340 MW) y Gensa (el primer generador térmico a carbón del país), junto con otras pequeñas generadoras, son los activos del sistema eléctrico propiedad del Estado. En este listado no se incluye EPM por tratarse una empresa municipal.
     
    Como ya había advertido el director del Observatorio de Energía de la Universidad Nacional, Germán Corredor, esto implica una posible afectación al desarrollo e investigación de nuevas fuentes de energía, pues las compañías del Estado, como Isagén, llevaban esta bandera.
     
    Sin embargo, el viceministro de Energía, Manuel Maiguashca, no comulga con esta posición. “Lo que hace viable el esquema es la regulación, no que haya empresas públicas o privadas. Uno desarrolla nuevas fuentes de energía según el recurso que exista y lo que existe hoy en Colombia es fundamentalmente agua y carbón. Nada tiene que ver la propiedad con los desarrollos”.
     
    Como están las cosas, sin Isagén y con las últimas decisiones, que dicen algunos inversionistas dejaron la regulación “patas arriba”, el Gobierno tendrá la responsabilidad de generar mayores incentivos para este fin.
     
    El director ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Alejandro Castañeda, aseguró que “no importa la propiedad, sino la regulación para atraer nuevos inversionistas. Las reglas de juego tienen que ser claras para que haya generación. El Estado tiene que tener el marco claro y robusto para poder invertir, y cuando haya problemas, debe hacer acompañamiento”.
     
    Planteada la problemática anterior, también está otra no menos importante y es tener claridad sobre lo que va a suceder con los recursos que Brookfield deberá desembolsar antes del 27 de enero. A propósito de esas dudas, al finalizar el inusual proceso de subasta con apenas un oferente, el ministro de Hacienda y Crédito Público, Mauricio Cárdenas, explicó que esos recursos irán a la Financiera de Desarrollo de Nacional, a través del Fondo Nacional para el Desarrollo de la Infraestructura (Fondes), para la financiación de los proyectos de infraestructura, que cuestan $47 billones.
     
    “Tenemos que vigilar celosamente la utilización de estos recursos, por eso me propongo consultar y mantener informados al grupo de exministros de Hacienda que representan a todas las tendencias políticas para que sepan cómo se hace cada una de las inversiones. Los recursos de Isagén son un tesoro para que crezca en beneficio de los colombianos”, manifestó.
     
    Estos recursos, contó a este diario Clemente del Valle, presidente de la Financiera de Desarrollo Nacional, serán un medio de apalancamiento para financiar a las firmas que hayan ganado las adjudicaciones de las vías (ver entrevista página 3).
     
    No obstante, desde diferentes orillas —Procuraduría, partidos políticos, organizaciones civiles y sindicatos— se argumentó el mal negocio que representó la enajenación de la participación de Isagén. Pero el director del Departamento Nacional de Planeación (DNP), Simón Gaviria, concluyó que “se vendió muy bien”. De acuerdo con el funcionario, la Nación hubiera tardado hasta 45 años en recaudar lo que pagó Brookfield por Isagén. “Esto, porque los ingresos que recibíamos por Isagén eran $145 mil millones anuales”.
     
    Dudas sobre Brookfield
     
    Este fondo canadiense tiene inversiones por US$225 mil millones en el sector eléctrico, bienes raíces e infraestructura. Ha sido investigado por supuestos pagos de sobornos para obtener permisos de construcción en Brasil. Aunque El Espectador ha tratado de comunicarse con voceros del fondo de inversión, hasta el momento no ha sido posible.
     
    Más de 15 mil millones de acciones de Isagén que pertenecían al Estado fueron vendidas a Brookfield por $6,49 billones. Este fue el precio mínimo fijado por el Gobierno para enajenar su participación en una de las generadoras de energía más importantes de Colombia.
     
    “Colombia es un mercado atractivo de largo plazo, con una fuerza laboral calificada y una perspectiva de alto crecimiento. Isagén representa la segunda inversión para Brookfield en el país desde 2012, cuando adquirimos Ebsa. En los últimos 20 años hemos adquirido y desarrollado aproximadamente 8.000 megavatios de activos de generación hídrica y eólica en seis diferentes países y en tres diferentes continentes”, dijo el representante del fondo canadiense, Carlos Castro, al finalizar la operación.
     
    Más allá de la férrea oposición que tuvo el proceso, que terminó con un solo oferente, también queda en evidencia un posible problema para la expansión del sistema eléctrico en el largo plazo y por lo tanto un reto para quienes se encargan de fijar el marco regulatorio. El Estado pasó de ser propietario de cerca del 29 % de la capacidad instalada a poseer poco más del 4 %. Es decir, este recurso prácticamente fue privatizado.
     
    Geselca (que en abril terminará su contrato de generación con Termobarranquilla por 900 MW), Urrá (hidroeléctrica que genera alrededor de 340 MW) y Gensa (el primer generador térmico a carbón del país), junto con otras pequeñas generadoras, son los activos del sistema eléctrico propiedad del Estado. En este listado no se incluye EPM por tratarse una empresa municipal.
     
    Como ya había advertido el director del Observatorio de Energía de la Universidad Nacional, Germán Corredor, esto implica una posible afectación al desarrollo e investigación de nuevas fuentes de energía, pues las compañías del Estado, como Isagén, llevaban esta bandera.
     
    Sin embargo, el viceministro de Energía, Manuel Maiguashca, no comulga con esta posición. “Lo que hace viable el esquema es la regulación, no que haya empresas públicas o privadas. Uno desarrolla nuevas fuentes de energía según el recurso que exista y lo que existe hoy en Colombia es fundamentalmente agua y carbón. Nada tiene que ver la propiedad con los desarrollos”.
     
    Como están las cosas, sin Isagén y con las últimas decisiones, que dicen algunos inversionistas dejaron la regulación “patas arriba”, el Gobierno tendrá la responsabilidad de generar mayores incentivos para este fin.
     
    El director ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Alejandro Castañeda, aseguró que “no importa la propiedad, sino la regulación para atraer nuevos inversionistas. Las reglas de juego tienen que ser claras para que haya generación. El Estado tiene que tener el marco claro y robusto para poder invertir, y cuando haya problemas, debe hacer acompañamiento”.
     
    Planteada la problemática anterior, también está otra no menos importante y es tener claridad sobre lo que va a suceder con los recursos que Brookfield deberá desembolsar antes del 27 de enero. A propósito de esas dudas, al finalizar el inusual proceso de subasta con apenas un oferente, el ministro de Hacienda y Crédito Público, Mauricio Cárdenas, explicó que esos recursos irán a la Financiera de Desarrollo de Nacional, a través del Fondo Nacional para el Desarrollo de la Infraestructura (Fondes), para la financiación de los proyectos de infraestructura, que cuestan $47 billones.
     
    “Tenemos que vigilar celosamente la utilización de estos recursos, por eso me propongo consultar y mantener informados al grupo de exministros de Hacienda que representan a todas las tendencias políticas para que sepan cómo se hace cada una de las inversiones. Los recursos de Isagén son un tesoro para que crezca en beneficio de los colombianos”, manifestó.
     
    Estos recursos, contó a este diario Clemente del Valle, presidente de la Financiera de Desarrollo Nacional, serán un medio de apalancamiento para financiar a las firmas que hayan ganado las adjudicaciones de las vías (ver entrevista página 3).
     
    No obstante, desde diferentes orillas —Procuraduría, partidos políticos, organizaciones civiles y sindicatos— se argumentó el mal negocio que representó la enajenación de la participación de Isagén. Pero el director del Departamento Nacional de Planeación (DNP), Simón Gaviria, concluyó que “se vendió muy bien”. De acuerdo con el funcionario, la Nación hubiera tardado hasta 45 años en recaudar lo que pagó Brookfield por Isagén. “Esto, porque los ingresos que recibíamos por Isagén eran $145 mil millones anuales”.
     
    Dudas sobre Brookfield
     
    Este fondo canadiense tiene inversiones por US$225 mil millones en el sector eléctrico, bienes raíces e infraestructura. Ha sido investigado por supuestos pagos de sobornos para obtener permisos de construcción en Brasil. Aunque El Espectador ha tratado de comunicarse con voceros del fondo de inversión, hasta el momento no ha sido posible.
     
    Por: Óscar Güesguán Serpa - ElEspectador.com
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