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  • Energías renovables superan a combustibles fósiles

    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.

    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

  • Todo listo para la nueva subasta de energías renovables en Colombia

    En total, 44 comercializadores y 17 generadores, que representan 29 proyectos solares y eólicos, están habilitados para presentar sus ofertas.

    Con el fin de continuar diversificando la matriz de generación del país y consolidar la Transición Energética como legado para el presente y el futuro de Colombia, el Ministerio de Minas y Energías (MME), con el apoyo de XM y Fenoge, realizará este martes, 26 de octubre, una nueva subasta de energías renovables.

    En total, 44 comercializadores de energía y 17 generadores, que representan 29 proyectos solares y eólicos, podrán presentar sus ofertas en esta nueva subasta que será a sobre cerrado y de dos puntas.

    Por el lado de la demanda, podrán participar comercializadores registrados como agentes en el Mercado de Energía Mayorista, y por el lado de la oferta, proyectos de generación de fuentes renovables no convencional con capacidad mayor a los 5 megavatios (MW), inscritos en el registro de proyectos de generación de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), mínimo en la fase 2, y que inicien sus obligaciones de suministro el 1 de enero de 2023. Los contratos que se firmarán serán por un periodo de 15 años.

    “La Transición Energética de Colombia es una realidad y es el legado para el presente y el futuro del país en materia energética. En tres años hemos multiplicado por 15 la capacidad instalada para la generación con fuentes no convencionales. Además de seguir avanzando en la masificación de las energías renovables, esta nueva subasta nos permitirá impulsar la reactivación sostenible y consolidar a Colombia como líder en la lucha contra el cambio climático desde el sector energético”, aseguró el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

    Actualmente, el país cuenta con 15 granjas solares, 9 proyectos de autogeneración a gran escala y más de 1.500 proyectos solares fotovoltaicos de autogeneración a pequeña escala, que aportan una capacidad pico de 456,72 MWp, equivalente a la energía que se requieren para atender a 339.000 familias y representa una reducción de 570.000 toneladas de CO2 al año.

    Adicionalmente, gracias al éxito de la subasta de energías renovables de octubre de 2019, Colombia sumará a su matriz energética 1.365 megavatios de energía solar y eólica que actualmente están en construcción en diferentes regiones del país.

    Esta subasta fue ampliamente reconocida nacional e internacionalmente por lograr precios inferiores en cerca de un 30% con respecto a los contratos de energía que se tranzaban al momento de la subasta. Además, fue la primera subasta de energías renovables de dos puntas en el mundo, lo que quiere decir que tanto los generadores como los compradores de energía ofertaron precio y cantidades.

    En la nueva subasta, XM, en su calidad de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (Asic) ejercerá como subastador, brindando a todos los agentes del mercado las garantías de transparencia y excelencia operacional al contar con un equipo técnico y especializado, que ha acompañado otros procesos similares con resultados muy positivos para el sector energético colombiano.

    En XM estamos comprometidos con seguir aportando a la transición energética en el país y por ello asumimos con responsabilidad nuestro rol de subastador, conscientes del gran impacto que tiene articular esfuerzos con los actores del sector para seguir entregando la mejor energía a los colombianos. Desde nuestro rol, validamos que todas las etapas de la subasta se han surtido en cumplimiento de la ley y de los requisitos aplicables con miras a diversificar nuestra matriz energética y contar con un Sistema cada vez más flexible”, afirmó María Nohemi Arboleda, gerente general de XM.

    Por su parte el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (Fenoge) brindará los recursos de carácter no reembolsable para financiar el despliegue técnico, tecnológico y jurídico que se requiere para la implementación y administración de esta nueva subasta.

    "Fenoge es facilitador de recursos orientados a la promoción de fuentes de energías renovables, por ello la financiación de esta nueva subasta de fuentes no convencionales es un claro ejemplo para la aplicación del rol del Fenoge como financiador en el sector energético de Colombia", aseguró su directora ejecutiva, Katharina Grosso.

    Fuente: Portafolio.co

    Fuente: Portafolio.co / Alfonso López

  • ¿La transición energética se ha topado con un muro?

    Las reservas de energía eólica se están  hundiendo. También lo son las acciones de energía solar. El gobierno de Alemania acaba de acordar  financiar  un rescate de 15 mil millones de euros para Siemens Energy después de que su filial de energía eólica registrara pérdidas masivas.
    La lista podría continuar. A quienes mueven y agitan el espacio energético les resulta cada vez más difícil moverse y sacudirse. Era fácil anticipar este desarrollo, sin embargo, muchos optan por ignorar las señales, y ahora el sector puede sufrir más antes de que los dolores crecientes se alivien. 
     
    Un tema común en el espacio eólico, solar y de vehículos eléctricos es el tema del aumento de los costos. Este fue quizás el avance más fácil de anticipar en el progreso de la transición energética. Después de todo, todo el mundo pronosticaba un aumento masivo de la demanda de diversas materias primas y tecnologías para permitir esa transición.
     
    Hay una cosa garantizada que sucede cuando la demanda de algo aumenta: los precios también aumentan antes de que se active la respuesta de la oferta. Esta es una verdad universal para todas las industrias y no había razón para esperar que la industria de transición fuera una excepción.
     
    De hecho, la demanda de materias primas necesarias para paneles solares, turbinas eólicas y baterías de vehículos eléctricos aumentó, pero la oferta tardó en recuperarse, lo que provocó precios más altos. Durante un tiempo, muchos fingieron que no era así, posiblemente con la esperanza de que la inflación de costes pasara antes de que los inversores se dieran cuenta.
     
    Orsted de Dinamarca, que sufrió algunas de las peores pérdidas de capitalización de mercado en el espacio de transición,  publicó apenas en junio  una perspectiva optimista para el año y el mediano plazo, esperando un fuerte crecimiento de las adiciones de capacidad y una tasa de retorno sobre el capital empleado de un promedio del 14% para el periodo 2023 a 2030.
     
    El mismo mes, el director de la empresa  se quejó  ruidosamente del aumento de los costes de la construcción de energía eólica marina en Gran Bretaña y pidió más subvenciones. Cinco meses después, Orsted había  contabilizado  4.000 millones de dólares en cargos por deterioro de su negocio en Estados Unidos y había cancelado dos proyectos offshore allí. El director general Mads Nipper calificó la situación de la energía eólica como "una tormenta perfecta".
     
    Muchos han achacado los mayores costos al legado de los bloqueos pandémicos: cadenas de suministro rotas, retrasos y otros obstáculos para el movimiento fluido de bienes y materiales. Sin embargo, cuando se trata de la transición, lo más probable es que la situación actual sea parte del mismo círculo vicioso que está frenando la revolución de los vehículos eléctricos que los fanáticos de Tesla siguen prediciendo.
     
    Este círculo se ilustra mejor en el caso de los cargadores de vehículos eléctricos. Dado que la ansiedad por el alcance es una de las mayores preocupaciones de los posibles compradores, debe haber suficientes cargadores para que esta ansiedad disminuya. Pero las empresas de cargadores no fabricarían cargadores a menos que estén seguras de que habrá suficientes vehículos eléctricos en las carreteras para que sean rentables. 
     
    La situación es similar en la minería del cobre, quizás la industria más fundamental para la transición energética. Después de todo, la transición se concibe como un cambio hacia una electrificación casi total y no se puede tener electrificación sin mucho cobre. En cambio, las mineras de cobre se muestran reacias a derrochar en nuevas exploraciones. Los mineros no tienen suficiente certeza sobre la demanda futura, a pesar de todos los pronósticos optimistas. Independientemente de lo que muestren los precios del mercado, si la transición cobra impulso según lo previsto, la escasez de cobre será sólo cuestión de tiempo.
     
    Otro obstáculo es la demanda. Parecía haber una suposición entre los planificadores de la transición de que se daría la demanda; pero no ha sido así. 
     
    Los fabricantes de vehículos eléctricos ahora se encuentran  revisando  sus planes a medida que la demanda no alcanza los objetivos. En junio,  las previsiones para Alemania  eran que la demanda de instalaciones solares aumentaría en dos dígitos en 2023. Dos meses después, un fabricante de inversores  advirtió  que, en realidad, la demanda había caído en el tercer trimestre, y las perspectivas para el cuarto trimestre no eran especialmente alentadoras. En el sector eólico, los proyectos se están cancelando porque los líderes de los proyectos están pidiendo precios mucho más altos que los acordados previamente con los gobiernos que los financian.
     
    Muchos culpan a las tasas de interés más altas por la inflación de costos que hundió sus acciones. Pero las tasas de interés son algo con lo que todas las industrias tienen que lidiar, y esas otras industrias no tienen el privilegio de contar con generosos subsidios gubernamentales. Sin embargo, la energía eólica, solar y los vehículos eléctricos no pueden despegar ni siquiera con esos subsidios. 
     
    Esto coloca el futuro de la transición en una nueva perspectiva: algo que muchos observadores previeron pero fueron descartados como negacionistas del clima. La transición no será ni tan rápida ni tan fluida (ni tan barata) como se esperaba inicialmente. Tomará un largo tiempo; será desigual y costoso. 
     
    "Existe la noción de que será una transición energética lineal",  dijo  al Wall Street Journal Daniel Yergin, vicepresidente de S&P Global y veterano cronista de energía. "Se desarrollará de diferentes maneras en diferentes partes del mundo".
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com 

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

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

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

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

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

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

     

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

     

    Fuente: ecoticias.com/ Energías Renovables

     

  • 'Colombia podría ser el primer latino con turbinas eólicas en el mar'

    Francisco Boshell, líder de innovación y usos finales de Irena, explica cómo agilizar las obras eléctricas.
     
    Si bien ha habido retrasos en la construcción y puesta en marcha de algunos proyectos eléctricos, este no es un escenario exclusivo del país. 
    De acuerdo con Francisco Boshell, líder de innovación y usos finales de Irena (Agencia Internacional de Energía Renovable, por sus siglas en inglés), el país se ve atractivo para la inversión. También, aseguró que hay algunas alternativas para que se agilice el desarrollo de obras.
     
    ¿Cómo ve el potencial de integración de nuevas tecnologías como eólica costa afuera e hidrógeno?
     
    Colombia está en una buena posición porque tiene los recursos renovables solar y eólicos en abundancia y muy competitivos y en regiones que están cerca a la costa, como La Guajira; estas áreas son ideales tanto para las tecnologías de eólica costa afuera como para las tecnologías de hidrógeno verde, porque permiten fácilmente la producción de esas energías, como pueden ser el amoniaco, metanol, combustibles sintéticos, etc.
    Además se puede comercializar, porque están cerca de puertos.
     
    Hay un compromiso muy fuerte del gobierno y eso es muy bueno, ya hay una hoja de ruta tanto para la eólica costa afuera como para el hidrógeno verde.
     
    Esto es muy importante porque da un norte al país que ahora está en la siguiente etapa que es pasar a la implementación y lo que he visto es que Colombia está transitando hacia allá. No me sorprendería que pudiera ser el primer país de la región con turbinas eólicas offshore, viendo el compromiso y el interés que hay.
     
    Además hay interés de invertir en el país, en capital nacional e internacional. Hay una buena estabilidad política, hay buen flujo de capital extranjero, entonces soy optimista y pienso que si bien hay riesgo técnico en las nuevas tecnologías, Colombia va transitando el camino de forma correcta.
     
    Ha habido retrasos en algunas obras muy grandes. ¿Lo analiza como un riesgo para la inversión?
     
    El tema de las demoras por permisos y licencias no es exclusivo de Colombia, es un tema a nivel mundial, especialmente para estas tecnologías modernas. Por ejemplo, en Europa que son líderes hay quejas de la industria porque un proyecto para obtener los permisos y licencias y para construirse, demora entre cinco y siete años.
     
    Los esfuerzos que se están haciendo ahora es para reducir dramáticamente esos tiempos y lo que hemos estado viendo aquí es que Colombia también está empezando a ver qué se puede hacer en ese sentido.
     
    ¿Qué podría implementar el país para mejorar esos tiempos?
     
    Hay ciertas herramientas que se están utilizando y que Colombia también puede considerar que incluyen primero tener autoridades “one-stop shop”, en las que se pueden procesar todos los permisos y licencias ambientales, técnicas o laborales. Un segundo tema es tener límites para la obtención de estos permisos en el caso europeo, por ejemplo es de dos años.
     
    Un tercer punto es tener zonas, por ejemplo marítimas, donde haya preaprobación, o se han adelantado ya estudios de impacto ambiental y de conexión para que cuando lleguen los desarrolladores de proyectos se pueda reducir dramáticamente el tiempo de construcción. Lo último es sobre herramientas digitales para acelerar el procesamiento de los documentos.
     
    El tema de las comunidades es extremadamente importante en Colombia y en el resto del mundo. Lo importante es involucrarlas lo más temprano posible, como desde las hojas de ruta, para que participen activamente en los proyectos.
     
    ¿Qué tan viable es el desarrollo de hidrógeno blanco en el país que mencionaba la ministra Irene Vélez?
     
    Dentro del análisis de Irena, el hidrógeno blanco está en una etapa mucho más temprana dentro de las diferentes tecnologías de bajo carbono. En ese tema lo primero que se necesita es tener estudios más detallados y a profundidad de los impactos relacionados con la exploración y explotación tipo de fuente de energía.
     
    Es una fuente interesante, pero debido a que está todavía en etapa tan temprana va a llevar un tiempo importante tener la seguridad de que se puede utilizar de manera segura y es realmente de bajo carbono durante todo su ciclo.
     
    Por Daniela Morales Soler para Portafolio.

  • ‘El país debe quitar las barreras a las energías renovables’

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

  • ‘Si los plazos no se respetan, no se puede construir’: EDF

    Según Elodie San-Galli, gerente general de EDF Renewables, su plan es de 1.000 megavatios pero está retrasado por los licenciamientos.
    Varios proyectos de energía renovables han tenido dificultades para ingresar al sistema. Uno de los casos más recientes es el de Windpeshi, de Enel, que se suspendió de forma definitiva.
     
    Ahora, EDF Renewables, el brazo de la compañía francesa para el desarrollo de estas tecnologías, alerta por el poco avance que han tenido. Si bien han presentado los procedimientos ambientales, Elodie San-Galli, gerente general para el país, afirmó que en algunos casos van más de tres años desde que presentaron los documentos ambientales para su aprobación.
     
    Llevan cerca de cuatro años en el país. ¿Cuál ha sido el avance hasta el momento?
     
    Nosotros nos establecimos al final de 2019. Las motivaciones fueron todas esas señales que aparecieron como las subastas organizadas por el gobierno; entonces empezamos a crear la personería jurídica y empezamos en el país en 2020.
     
    Tenemos un pipeline de proyectos de cerca de 1.000 megavatios entre tecnología solar y eólica y en varias regiones como La Guajira, Meta, Cundinamarca, Atlántico y Magdalena.
     
    Tratamos de diversificar también nuestra ubicación para mitigar los riesgos que podemos identificar en cada lugar. Estamos enfrentando problemas con temas de licenciamiento ambiental; tenemos muchos temas relacionados con retraso en los permisos en general.
     
    ¿Con qué proyectos cuentan?
     
    Concretamos nuestra presencia a través de la adjudicación en la subasta de 2021 con dos proyectos solares; desafortunadamente hoy estos proyectos no pudieron iniciar construcción, porque tenemos atrasos en el procedimiento ambiental que nos impiden iniciar la construcción.
     
    ¿Ese pipeline ya está estructurado en proyectos o todavía están buscando algunos?
     
    Tenemos proyectos que suman todos más o menos ese número. Todos tienen un estado de avance distinto, unos están en gris, otros están avanzando.
     
    Lo que sí necesitamos para viabilizar y construir estos proyectos son contratos. Con algunos logramos un avance mediante la subasta, pero para el resto depende del avance y no nos debemos comprometer demasiado pronto, cuando todavía existen riesgos sobre los proyectos.
     
    ¿Qué expectativas de entrada en operación tiene ese pipeline?
     
    No podemos decir un plan de tiempo objetivo como cuantitativo, por todo lo que estamos viendo de retrasos en proyectos de la subasta en general. Si bien pensamos que un desarrollo se tomará tres años, pero al final toma seis. Entonces no podemos prometer fechas específicas.
     
    Muchos tienen la preocupación de qué pasa si no lo logro hacer, pues en algún momento uno tiene que decidir si lo se queda o lo vende. Muchos estamos en esta situación y aunque los proyectos están en diferentes estados, pues hay fechas límites en todas las empresas para sus contratos. Si los plazos no se respetan, no se puede construir.
     
    Llevamos para una planta de la subasta tres años; presentamos el estudio hace tres años para una planta de 50 megavatios solares en Cundinamarca. Realmente no debería tomar tanto tiempo, sobre todo si realmente hay una voluntad del Gobierno de empujar este tipo de tecnologías. Eso es un tema, porque las corporaciones son autónomas, entonces el gobierno no tiene incidencia sobre estas organizaciones.
     
    ¿Qué avances ha habido para agilizar el ingreso de estos procesos?
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    Hay una resolución que está flexibilizando los plazos de entrada en operaciones, eso es lo que básicamente hemos pedido al Gobierno, es una necesidad para que los proyectos puedan respirar un poquito más. Después también hubo una resolución del Gobierno para incentivar a los generadores de la subasta a renegociar algunas condiciones comerciales.
     
    El gobierno propone ser el mediador, pero al final es una negociación bilateral, que vamos a iniciar, pero realmente depende de la buena voluntad de las contrapartes para renegociar condiciones. Entonces sí hay voluntad del gobierno, pero después hay que ver los resultados efectivos de estos cambios, que todavía no están en firme, sino en comentarios.
     
    Además de este proyecto en Cundinamarca, ¿qué otras dificultades han tenido?
     
    Con otras corporaciones hemos recibido permisos, pero es que sí hubo atraso para todos los procedimientos. Lo que nos perjudica mucho es lo que está pasando con Cundinamarca.
     
    Aparte de las licencias ambientales, todos los otros temas siguen, por ejemplo procuradurías, o entidades que son necesarias para las licencias de construcción.
    Está también en el tema del procedimiento de conexión, que es muy discutido, pues tenía como objetivo limitar la especulación sobre los puntos de conexión. Esto hace que los tiempos de otorgamiento sean más lento, entonces hay más incertidumbre.
     
    ¿Cuáles de sus proyectos no tienen puntos de conexión?
     
    Representan unos 500 megavatios, pero estos dependen indirectamente de la situación con Colectora uno y de este sistema de asignación de puntos que dependen también de lo que va a pasar con la Colectora 2.
     
    ¿Cómo va el cumplimiento de las obligaciones de subasta?
     
    Estamos cumpliendo las obligaciones a través de compras con contratos o en la bolsa. Eso lo tenemos integrados en nuestros estados financieros para este año, pero no para 2024.
     
    Por Daniela Morales para Portafolio.

  • "Colombia tiene todo el potencial para ser la Arabia Saudita de las energías limpias"

    El presidente, Gustavo Petro, dijo que no solo el país, sino la región, tiene la posibilidad de ayudar a la descarbonización de Estados Unidos.
    El presidente de la República, Gustavo Petro, se dirigió a los asistentes del Congreso Anual de Energía Acolgen al medio día de este jueves, espacio en el que resaltó que el fenómeno de El Niño es un tema de incertidumbre.Uno de los puntos relevantes de su discurso radica en que esa amenaza climática puede ser incierta. El jefe de Estado indicó que, aunque los pronósticos se basen en los fenómenos de años anteriores, el que viene puede ser mejor o peor, puso el ejemplo de lo que pasó en Argentina respecto a inundaciones, "no me atendría a los modelos; todos han fracasado, porque estamos viviendo una situación diferente".
     
    Y en línea con esto, el jefe de Estado dijo que en medio del debate hay que hacer la planificación, "debe hacerse en medio de cosas que la humanidad no conoce. El niño en el corto plazo debemos verlo como inesperado. En esos escenarios que son cada vez más difíciles tenemos que prepararnos", recalcó.
     
    Convocó a una mesa de todos los sectores
    El jefe de Estado dijo que se requiere actuar de inmediato ante una amenaza como el cambio climático. "Comparto que hay que hacer una mesa ya, no es para mañana, es emergencia, es urgencia, los tiempos de cambio climático hacen que los gobiernos hacen que sean gobiernos de emergencia, así será en los próximos años", resaltó.
     
    ¿Por qué Colombia apuesta por la transición si emite un bajo porcentaje de emisiones mundiales?
     
    El Presidente explicó que el tema químico es que entre más gases se acumulan más se calienta la superficie terrestre. "1% de la superficie del planeta desata diferentes gantes que rompen los ciclos vitales de muchas especies y se desencadena desastres. Todos seremos afectados, no porque yo emita el o,1% de las emisiones me van a llegar 0,1% de las consecuencias".
     
    El Presidente dijo que, aunque Colombia no sea uno de los emisores mayoritarios de gases de efecto invernadero, se trata de que el país y Latinoamérica tienen alto potencial para la generación de energías limpias. "Lo ideal es eliminar el flujo de CO2 hacia la atmósfera, no podemos eliminar el acumulado. Este es un problema que podemos resolver políticamente hablando".
     
    Además, advirtió también que tenemos que adaptarnos al cambio porque el acumulado ya existente en la atmósfera es el problema más grande, pero si sigue el flujo se va a legar al punto de no vivir a corte de un siglo.
     
    "Este gran problema es una oportunidad para Colombia, porque América del Sur tiene la mayor potencialidad de energías limpias del planeta, unos más que otros, Paraguay y el norte de Chile nos despedaza, pero es que Colombia puede ser la Arabia Saudita de las Energías limpias", resaltó.
     
    El mandatario comentó algo que, según dijo, se ha hablado con Joe Biden, presidente de Estados Unidos, y es que en Colombia hay agua, viento, sol, la selva Amazónica, la cual el Presidente definió como "la esponja de absorción de CO2" y, teniendo en cuenta que Estados Unidos tiene "las chimeneas arrojando CO2, claro que América del Sur puede ayudar a descarbonizar a Estados Unidos".
     
    Complementó que Estados Unidos y la humanidad necesita eso. "Estamos hablando de pilares climáticos fundamentales, no hay que hacer lo que los todos hacen ya 20 años después", agregó. "Si profundizamos nuestra baja huella de carbono, tenemos las posibilidades en el inmediato futuro".
     
    Para él, la Upme no debe pensar solo en el mercado interno, sino en exportación de energías limpias hacia donde se necesite, por ejemplo, Estados Unidos. Este punto deja en claro la intención del mandatario, se trata de posicionar a Colombia en este mercado con la apuesta de la transición.
     
    La transición energética
    El Presidente admitió también que este es un punto neurálgico, porque se trata de llegar a acuerdos con los sectores de energía, a lo que abrió las mesas para ese objetivo. También comentó que la transición simplemente se trata de reemplazar la energía fósil con limpia, "no se trata de adicionar", comentó.
     
    Referente a la apuesta en un nivel más general, habló del objetivo de las seis gigas en energías limpias, "para hacer un pacto tenemos que saber cuál es la base del pacto, el pacto debe ser cómo reemplazamos en nuestra matiz energética esa energía fósil por la limpia", comentó, haciendo referencia a la invitación de la presidenta de Acolgen, Natalia Gutiérrez, quien en su discurso puso sobre la mesa un pacto entre el sector y el Estado.
     
    A su vez, reconoció que no se trata de una transición de cuatro años, sino de al menos 10 o 20 años de transformar la economía. Para el mandatario, la estrategia para generación radica en "agua usada de noche y sol en el día, es complementario".
     
    En un paso por la historia, enfatizó en los conceptos de la crisis climática
    "El sector energético es crucial, para bien o para mal. Estar en el sector implica conocer este tema con profundidad. Cada semana salen datos nuevos y nunca son favorables, cada vez son más pesimistas. Aún así quiero recalcar que es el primer problema de la humanidad y nos puede extinguir", enfatizó.
     
    Recordó que necesariamente esta problemática "genera cosas que no sabemos de nuestra historia y que van a aparecer en términos económicos, políticos y sociales a escala planetaria. Si no me creen a mí, no es sino abrir los paneles de expertos, para ver si miento. La ciencia es la que nos está diciendo esto, no es un partido, ideología o corriente cultural; es la ciencia".
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.

  • Análisis - Qué tan viable es la energía que nos brinda el mar

    La energía undimotriz (de las olas) es aún más pequeña, la planta más grande se encuentra en Mutriku – España y tiene una potencia instalada de sólo 296 KWp. Por su parte, Colombia podría producir estos tipos de energía tanto en el Pacífico como en el Caribe, la pregunta es ¿cuánto? por lo que debemos hacer algunos cálculos y también unas suposiciones optimistas.

    Colombia es un país privilegiado geográficamente, tiene costas tanto en el océano pacífico como en el caribe, lo que nos permite generar energía a partir del movimiento de las olas o de las mareas (energía undimotriz y mareomotriz). No obstante, es irresponsable proponer estas energías como una solución en nuestra transición energética sin evaluarles su capacidad de generación y su tecnología actual, puesto que, siempre que pensemos en energías debemos pensar si lo que produce puede ser industrializado y sobre todo que se alinee al trilema de la energía, es decir, que sea energía barata (asequible), ambientalmente sostenible y confiable (que no nos quedemos sin suministro).

    En el contexto internacional, la energía mareomotriz no es un gran productor, las plantas más grandes son de 250 y 240 MWp en Surcorea y Francia respectivamente. La energía undimotriz (de las olas) es aún más pequeña, la planta más grande se encuentra en Mutriku – España y tiene una potencia instalada de sólo 296 KWp. Por su parte, Colombia podría producir estos tipos de energía tanto en el Pacífico como en el Caribe, la pregunta es ¿cuánto? por lo que debemos hacer algunos cálculos y también unas suposiciones optimistas.

    Una turbina mareomotriz bastante óptima podría producir cerca de 1000 kWh, si asumimos que la turbina trabaje 24 horas al día sin parar, entonces, produciríamos 24000 kWh-día. En Colombia el consumo promedio de energía de una vivienda (no es el caso de la costa caribe) es de 150 kWh-mes, por lo tanto, una turbina mareomotriz nos permitiría suplir la necesidad de 160 viviendas promedio. Pero como mencionamos, debemos pensar en que las fuentes de energía se deben industrializar (producción en masa). En ese sentido, si hiciéramos un hipotético que este tipo de energía supiera toda la energía del país, entonces necesitaríamos cerca de 8666 sistemas mareomotrices.

    La undimotriz por su parte, depende de otros factores como la altura de las olas y el diámetro del flotador, por ejemplo, en Colombia tenemos olas que están entre 0.5 y 3 metros de altura en el Caribe (1.5 m en el pacífico), tomaremos también un equipo grande de 3 metros de diámetro, una eficiencia del 30% y que trabaje 24 horas sin parar, para suponer un escenario muy óptimo e ideal. Bajo esas condiciones, en Colombia un sistema undimotriz produciría 8900 kWh-día (solo en el Caribe), lo que me permitiría suplir 59 hogares promedios, así, si requiriera suplir la necesidad eléctrica de todo el país necesitaríamos instalar 23371 sistemas undimotrices con estas características.

    Una producción a nivel industrial de estos energéticos sería bastante invasiva y quizás podría causar algún rechazo socioambiental, sin embargo, la energía es indispensable para nuestro transcurrir normal de la vida. Finalmente, recordemos que todavía falta evaluar si económicamente es viable o si la energía sería más costosa por los mismos costos de su infraestructura y tecnología.

     

    Por: Amat D. Zuluaga - Geólogo MSc
    Profesor facultad de ingeniería geológica
    Universidad del Área Andina - Valledupar

    Fuente: Elheraldo.co

  • Así será la gasolinera del futuro

    A medida que crecen las ventas de vehículos eléctricos, Shell reinventa la estación de servicio como un lugar con café, refrigerios y espacio para pasar el rato mientras recarga el automóvil. 
     
    Los conductores que repostan en la estación de Shell en Fulham Road, en el suroeste de Londres, pueden obtener café, refrescos, refrigerios y comestibles básicos como leche y huevos. Una cosa que no está en oferta: gasolina. Desde enero, la estación ha sido totalmente eléctrica , con las viejas bombas de gasolina reemplazadas por 10 cargadores rápidos colocados bajo toldos de madera donde la gente puede enchufar y recargar. “Nos da a todos un vistazo al futuro de la movilidad”, dice Istvan Kapitany, quien supervisa las operaciones minoristas globales de Shell.
     
    Con 46.000 estaciones en 80 países, Shell es el minorista de gasolina más grande del mundo. La estación de Fulham es uno de varios prototipos que está planeando a medida que más autos cambien a la energía de la batería, con el objetivo de obtener comentarios sobre lo que funciona mientras sienta las bases para alcanzar el objetivo de emisiones netas cero para 2050 . Shell dice que tiene 9.000 puntos de carga de marca como los de Fulham y opera 95.000 adicionales en lugares como garajes y parques de oficinas. Su objetivo es llegar a medio millón para 2025, colocándolo muy por delante de rivales como Exxon , TotalEnergies y BP.
     
    La carga se puede hacer más o menos en cualquier lugar donde haya un enchufe, por lo que el problema es uno que los gigantes petroleros , las cadenas regionales y los independientes que administran las 770,000 estaciones de servicio del mundo enfrentarán en las próximas décadas. ¿Cuál es el valor de sus bienes inmuebles en las ciudades y en las carreteras de todo el mundo? ¿Seguirán apareciendo personas si la recarga tarda 30 minutos o más ? ¿Existe un modelo de negocio que funcione para las estaciones de servicio cuando las personas también puedan cargar en casa, en la oficina o en el centro comercial?
     
    Una de las ventajas que pueden traer es recargas más rápidas: tan solo de 10 a 20 minutos frente a muchas horas cuando se usa un cargador estándar en casa. Y por lo general ocupan ubicaciones privilegiadas con mucho tráfico, donde los conductores cansados ​​y hambrientos probablemente tomarán un café o un refrigerio mientras cargan sus autos, dice Rob Smith, analista de S&P Global Commodity Insights. “De alguna manera, la venta minorista de combustible tiene más oportunidades de aprovechar la ola de transición energética que la refinación de combustible o la producción de petróleo”, dice. “Pero a medida que disminuye la demanda de combustible, deben convertirse en destinos con propósito para los clientes”.
     
    McKinsey & Co. espera que la demanda de gasolina caiga a $ 79 mil millones para 2030 desde $ 87 mil millones en 2019. Las ventas minoristas sin combustible en las estaciones aumentarán más de un tercio durante el mismo período, a $ 30 mil millones, y los ingresos por recarga de vehículos eléctricos llegarán a $ 20 mil millones para 2030, predice McKinsey. Pero McKinsey espera que alrededor del 80% de la carga se realice en casa o en la oficina, dejando que Shell y otros operadores de gasolineras se peleen por el 20% restante.
     
    E incluso allí, se enfrentarán a una competencia creciente de empresas como Tesla Inc. , que opera 35,000 puestos de supercargadores en todo el mundo, y proveedores dedicados como ChargePoint , Blink Charging y Electrify America de Volkswagen . Otra amenaza son las estaciones de intercambio , donde se retira una batería gastada del automóvil y se reemplaza por una completamente cargada. Sin embargo, la mayoría de las empresas que ofrecen servicios de carga no tienen un componente minorista para generar ventas adicionales.
     
    A pesar de que los vehículos eléctricos representarán más de la mitad de las ventas de automóviles de pasajeros a partir de 2033 , predice BloombergNEF, decenas de millones de automóviles a gasolina seguirán circulando durante al menos una década después de eso. Así que Shell dice que no tiene planes de reducir la cantidad de sus puntos de venta, y aunque los está renombrando como "sitios de movilidad", pocos se volverán completamente eléctricos en el corto plazo. Pero la compañía está cubriendo sus apuestas con estaciones que pueden proporcionar varios otros combustibles, como gas natural licuado e hidrógeno.
     
    En las instalaciones de Fulham, donde se excavaron los tanques subterráneos y los toldos se cubrieron con paneles solares, la carga completa de un Tesla Model 3 lleva alrededor de media hora y puede costar más de 35 libras esterlinas (39 dólares). Por ahora, un modelo más probable es la estación de Shell en Tampines , un barrio residencial cerca del aeropuerto de Singapur. La compañía agregó dos puntos de carga a sus 14 surtidores de combustible, y también hay un McDonald's , un lavado de autos y un espacio con cómodas sillas y mesas donde los conductores pueden pasar el rato mientras sus vehículos están enchufados.
     
    Shell está ocupada cimentando acuerdos con cadenas de comida rápida y café para sus estaciones en varios mercados. Y en China, el líder mundial en vehículos eléctricos , está en medio de una rápida expansión, con 3000 cargadores allí. En una estación en la ciudad costera de Xiamen, tiene una docena de puntos de carga, 28 bombas de combustible y una instalación para cambiar baterías utilizando un sistema diseñado por el fabricante chino de vehículos eléctricos Nio Inc. Shell tiene 100 sitios de este tipo en proceso en China, y planea introducirlos en Europa este otoño. “Nos estamos preparando para el futuro, que comienza ahora”, dice Amr Adel, jefe de negocios minoristas de Shell en Asia. “Nuestra ambición de crecimiento continúa.
     
    Por danny leeDanny Lee para Bloomberg

  • Avanzan planes de eficiencia energética en Colombia

    Bogotá - 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

  • Chile quiere sacar partido de su "oro azul": el país que aspira a convertirse en el segundo productor a nivel mundial

    ¿Sabías que hay un metal que vale más que el oro y que es esencial para muchos aparatos electrónicos?

    Se trata del cobalto, un elemento que se conoce como el “oro azul”, uno de los recursos más codiciados por la industria tecnológica.

    Chile tiene grandes reservas de cobalto, el llamado “oro azul” de la tecnología, y quiere explotarlas para generar riqueza y progreso. El país sudamericano ya es un referente mundial en el cobre, otro metal clave para la industria.

    ¿Qué es el "oro azul"?

    El cobalto tiene un sobrenombre muy especial: el “oro azul”. No es el único que lo lleva. También se ha llamado así al azul ultramar del lapislázuli, al agua o a la lavanda. Pero el cobalto merece este apelativo por su color y su importancia para la industria.

    El cobalto tiene unas características muy especiales. Es un metal ferromagnético, con propiedades magnéticas parecidas a las del hierro y que aguanta el desgaste y la corrosión a altas temperaturas. Pero tiene más cualidades. Se extrae junto con el cobre y el níquel, resiste la tensión como el hierro y se usa para muchas cosas, desde la medicina hasta las baterías. Por eso, el cobalto es muy importante en la era de los autos eléctricos.

    El cobalto es un elemento poco común. Solo hay un 0.004% de cobalto en la corteza terrestre, y ocupa el puesto número 30 entre los elementos más abundantes. Se encuentra en varios minerales, pero en cantidades muy pequeñas. Así lo explica el Institut für Seltene Erden und Metalle AG. El mundo tiene unos siete millones de toneladas de cobalto, y la mitad están en la República Democrática del Congo.

    El Congo es el líder indiscutible en la extracción de cobalto, el “oro azul” de la tecnología. Según las tablas de Statista, el país africano produjo 130,000 toneladas métricas de cobalto en 2022, mucho más que Indonesia (10,000), Rusia (8,900) y Australia (5,900), que le seguían en la lista. El Congo acaparó más del 66% de la producción mundial. Algunos dicen que su producción de 2022 fue de 145,000 ton.

    El metal que se disparará en demanda

    El cobalto tiene un mercado muy lucrativo. Según Statista, en 2021 el cobalto valía 8 mil 572.5 millones de dólares, y seguiría subiendo hasta casi 24,900 millones en 2030. Hay otras estimaciones más bajas. Por ejemplo, Strait Research dice que el cobalto valdrá 19,470 millones en 2030. Pero todos coinciden en que el mercado del cobalto se duplicará o más en esta década.



    El cobalto es un metal que la Unión Europea quiere mucho. Según sus cálculos, en 2030 necesitará cinco veces más cobalto y en 2050 quince veces más. ¿Por qué? Por las baterías de los autos eléctricos y el almacenamiento de energía. Pero China es el que más compra cobalto, mucho más que Japón, Alemania o Estados Unidos, según el OEC (Observatorio de la Complejidad Económica).

    Chile sabe que su minería de cobalto tiene mucho futuro. En 2018, la Corporación de Fomento de la Producción (Corfo) y el Servicio Nacional de Geología y Minería (Sernageomin) hicieron un estudio para ver los recursos que tenía en el norte y el centro del país. Ese año ya se veía su gran potencial económico, incluso en lo peor. Un proyecto de la UNAB y la Universidad de Chile lo confirma. Su meta es hacer de Chile el segundo productor mundial de cobalto, el “oro azul” de la tecnología.

       | "Solo extrayendo el cobalto que está en los relaves, Chile podría desplazar a Indonesia convirtiéndose en el segundo productor mundial". |

    Así lo dice a América Economía Pilar Parada, directora del Centro de Biotecnología de Sistemas de UNAB. Los relaves son las partículas de mineral que quedan en el agua de las minas y que se pueden recuperar. Con los relaves, Chile podría producir 15,000 toneladas de cobalto al año. Y si sumara la explotación primaria, desde los yacimientos de cobre y cobalto, podría llegar a 25,000 toneladas.

    Chile tiene un plan para el cobalto, el “oro azul” de la tecnología. La Agencia Nacional de Investigación y Desarrollo de Chile (ANID) ha dado a la UNAB y la Universidad de Chile un proyecto científico para hacer unas 15,000 toneladas de cobalto al año.

    Chile tiene una idea para el cobalto, el “oro azul” de la tecnología. Usar la biotecnología para reutilizar los relaves mineros y sacar el cobalto que sobra. Así, dicen, se conseguiría de una forma “más limpia, con menos daño al medio ambiente y más barata”. También se podría bajar el riesgo ambiental de estas zonas: hoy el 86% están olvidadas o paradas.

    Parada, la directora del proyecto, comenta a La Tercera que buscar un ‘cobalto verde’ es bueno para la economía y el planeta. Es una forma de unir el bienestar con el cuidado del medioambiente. La investigadora añade que el proceso usa bacterias que quitan la pirita, un mineral que se oxida y ensucia el agua y la tierra. En Chile hay 764 lugares con relaves. Siendo los mejores Atacama y Coquimbo.

    Veremos si Chile logra su objetivo de atraer inversiones y desarrollar una industria sustentable y competitiva que le permita sacar partido de su “oro azul”. Además de convertirse en un reconocido productor a nivel mundial.


    Fuente: xataca.com.mx

  • Colombia bajó 10 puestos en el Índice de Transición Energética del WEF

    Según el Foro Económico Mundial, el país también tuvo un retroceso a nivel regional: pasó del puesto 3, en 2021, al 6, en 2023.
    Suecia, Dinamarca, Noruega y Finlandia son los países mejor posicionados en la transición energética, según el índice global ETI (The Energy Transition Index) que publica el Foro Económico Mundial (WEF), en el que Colombia bajó 10 posiciones, pero se mantiene en el 'top' 40 dentro de 120 países.
     
    Suecia, que ya encabezó el índice en la anterior clasificación por países de 2021, vuelve a repetir en un estudio que por un lado mide la eficacia de los sistemas energéticos nacionales y por otro la preparación de cada país hacia energías más 'verdes'.
     
    Completan el 'top' 10, en el siguiente orden, Suiza, Islandia, Francia, Austria, Países Bajos y Estonia.
     
    La lista la siguen Alemania, Estados Unidos, Reino Unido, Brasil (14), Portugal, España y China.
     
    El país latinoamericano mejor colocado es Brasil, en decimocuarta posición, seguido de Uruguay (23), Costa Rica (25), Chile (30) y Paraguay (34).
     
    Colombia se sitúa en la posición 39; Perú, en la 53; y ya en la mitad baja de la tabla hay países como México (68), Ecuador (78), Argentina (85), Venezuela (103) o, en el último lugar de la región, Nicaragua (114).
     
    Los últimos lugares en la clasificación global los ocupan Tanzania, República Democrática del Congo y Yemen.
     
    La caída colombiana
     
    Según el informe, Colombia descendió 10 puestos entre 2021 y 2023: pasó del 29 al 39, respectivamente. 
     
    Para 2021, el puntuje ETI del país fue de 66, mientras que para el 2023 bajó a 60,5 puntos en el ET.
     
    El puntaje ETI es un promedio que sale de los rendimientos de sistemas energéticos (SP) y de la preparación de cada país para la transición (TR).
     
    Así las cosas, Colombia tuvo un SP de 65,5 y un TR de 53 para el 2023. Hace dos años, esos dos mediciones dieron como resultado 71,4 (SP) y 60,4 (TR).
     
    A nivel latino, el país también bajó: pasó del tercer al sexto puesto.
     
    Vale la pena recordar que el gobierno de Gustavo Petro tiene como una de sus banderas la transición energética.
     
    Los destacados
     
    China experimentó un espectacular ascenso, desde la posición 68 en la clasificación de 2021 a la 17 en el índice publicado, mientras que Brasil avanzó 14 posiciones, arrebatando a Uruguay (que era 13 hace dos años) el primer puesto regional.
     
    WEF, organizadora del Foro de Davos, advierte en el informe sobre los efectos adversos que las tensiones geopolíticas y económicas internacionales están teniendo en la transición energética, aunque destaca que en la última década un 95 % de los países estudiados han mejorado, en mayor o menor medida, en esta cuestión.
     
    Por EFE.

  • Confirman subasta para proyectos de generación eólica costa afuera

    La Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, dijo que esta área se desarrollaría en el departamento del Atlántico.
    Desde Portugal donde este domingo el Gobierno colombiano cerró una gira que incluyó a España, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, confirmó que Colombia tendrá subasta para proyectos de generación de energía eólica costa afuera.
     
    “Lo importante es decirles a los inversionistas que es el momento de Colombia”, expresó la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez.
     
    “Eso lo estamos organizando desde que llegamos el día uno al Gobierno y los pliegos para salir a la subasta van a estar listos en agosto. Es un área que va a estar subdividida, creemos que ahí van a poder caber entre cuatro y seis proyectos de generación eólica”, señaló la ministra.
     
    También, agregó que dicha área se desarrollaría en el departamento del Atlántico y sería la primera “concedida costa afuera en Colombia y en América Latina”.
     
    Así mismo, Vélez manifestó el potencial de exportación a Portugal que tiene el país, con la generación de hidrógeno verde, cuyos proyectos pioneros fueron propuestos en el Plan Nacional de Desarrollo para darle una aceleración a ese propósito.
     
    “Haber estado aquí en Portugal y en España ha sido muy importante porque Portugal se piensa a sí mismo como la región productora de hidrógeno verde para Europa y además quiere ser el puerto a donde lleguen las importaciones de hidrógeno verde para distribuir en el resto del continente europeo. Nosotros podemos ser, por otro lado, ese lugar de donde salga el hidrógeno verde para exportar”, precisó la ministra de Minas y Energía.
     
    PORTAFOLIO

  • Continúan los problemas energéticos en Europa: Disminuye la producción hidroeléctrica y nuclear

    El año pasado, Europa estuvo a punto de sufrir un colapso energético al agotarse los flujos de gas ruso y la mayor parte de Europa apostó por las energías renovables. 
    En cierto modo, la apuesta por las energías renovables dio sus frutos. La generación de electricidad solar y eólica en Europa alcanzó un récord en 2022. De hecho, por primera vez en la historia, la eólica y la solar juntas produjeron más electricidad que las centrales de gas natural.
    Sólo hubo un problema. El descenso de la producción hidroeléctrica y nuclear anuló con creces la importancia de esa producción récord.
     
    Las sequías fueron graves en Europa el año pasado. Amenazaron importantes rutas comerciales como el Rin en Alemania y el Po en Italia, y también provocaron graves descensos de la producción hidroeléctrica. En España, por ejemplo, la producción hidroeléctrica se redujo casi a la mitad debido a las sequías. Todo esto podría repetirse también este año.
     
    Mientras tanto, a la energía nuclear tampoco le iba muy bien. Francia descubrió de repente que años de escasa inversión en mantenimiento tendrían consecuencias: paradas de emergencia de los reactores para reparaciones y mantenimiento.
     
    Los problemas costaron a EDF unas enormes pérdidas anuales de 19.000 millones de dólares, ya que la mitad de sus reactores tuvieron que pararse por mantenimiento. La mayoría culpó a la pandemia, pero expertos nucleares como Mark Nelson vieron las raíces del problema mucho más atrás, cuando Francia decidió apostar por las renovables en lugar de la energía nuclear.
     
    A pesar de todos estos problemas, en octubre la revista PV Magazine escribió un alegre artículo sobre cómo la eólica y la solar habían compensado la menor producción de las centrales hidroeléctricas y nucleares. La eólica y la solar, decía el artículo, representaron el 24% de la generación eléctrica europea entre marzo y septiembre, mientras que, al mismo tiempo, la producción hidráulica cayó un 21% y la nuclear un 19%.
     
    Eso podría haber sido así en 2022, pero este año las cosas son diferentes. Al parecer, la eólica y la solar siguen produciendo electricidad a un ritmo récord, pero los descensos de la producción hidroeléctrica y nuclear son tan graves que están contrarrestando con creces esas tasas de producción récord, según informaba Gavin Maguire de Reuters en una columna reciente.
     
    Maguire señaló que Europa consiguió aumentar su capacidad de energía eólica y solar en un 9% el año pasado, hasta 57,29 GW, lo que supuso un récord. Al mismo tiempo, sin embargo, los problemas de la hidráulica y la nuclear arrastraron a la baja la generación total de electricidad y siguen haciéndolo.
    En el primer trimestre, la generación eléctrica europea se situó en 1.213 terrawatios-hora, un 6,4% menos que la producción del primer trimestre de 2023. Así lo indica la organización de defensa del cambio climático Ember. Según Maguire, esto no es necesariamente alarmante en sí mismo. El año pasado por estas fechas, Europa salía de una pandemia y la demanda se disparaba.
     
    El columnista de Reuters señaló que los problemas podrían surgir a finales de año, cuando la actividad empresarial en todo el continente empiece a recuperarse tras la crisis energética del año pasado. Y la mayor parte del gas ruso que estaba disponible el año pasado ya no es una opción.
     
    La energía nuclear francesa es una importante fuente de esperanza, pero aún pasará un tiempo antes de que se recupere la producción. En estos momentos, las centrales nucleares francesas producen un 17,5% menos que la media prevista para 2020 y 2021. Esta cifra es inferior al 23% del año pasado, por lo que hay cierto progreso, y eso es una buena señal.
     
    La hidroeléctrica es más complicada porque, aunque en menor medida que la eólica y la solar, depende de las condiciones meteorológicas. Con el suave invierno europeo, en el que ha nevado mucho menos de lo habitual, no es descartable que se repita la sequía del año pasado. De hecho, es una posibilidad clara.
     
    Esto significa que Europa tendrá que importar mucho más GNL de su nuevo proveedor principal, Estados Unidos. A algunos les preocupa que la UE esté construyendo demasiadas infraestructuras de importación de GNL que se convertirían en activos inmovilizados en poco tiempo, pero ahora mismo, esos activos parecen vitales para la supervivencia energética del bloque.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com

  • El Caribe colombiano, eje clave para la modernización y la transición energética del país

    El Plan Nacional de Desarrollo (PND) contempla, de cara a 2026, la generación de 2.000 MW de energía de fuentes no convencionales.
    En el foro “El Caribe, Potencia de Vida y Desarrollo”, en Cartagena, el director de Infraestructura y Energía Sostenible del DNP, Nicolás Rincón Munar, dijo que esta región del país tiene un potencial en la generación de fuentes no convencionales.
     
    La transición energética, vale resaltar, es una de las grandes apuestas del Plan Nacional de Desarrollo, que contempla incluir cerca de 2.000 MW de Fncer a 2026.
     
    “El Plan Nacional de Desarrollo contempla un cambio en el modelo de desarrollo de infraestructura, que consiste en pasar de conectar los grandes centros de producción y consumo con los puertos a conectar el 100% de los municipios. En este sentido, un territorio más moderno y mejor ordenado, nos permitirá tener mejores condiciones de vida a nivel general para la población”, resaltó Rincón.
     
    En cuanto a la transición energética, Nicolás Rincón destacó que esta región del país tiene un potencial enorme en la generación de fuentes no convencionales, lo cual es una de las grandes apuestas del Plan Nacional de Desarrollo, que contempla incluir cerca de 2.000 MW de FNCER a 2026.
     
    Esto ayudará a combatir el cambio climático, pero también a reducir costos logísticos en la zona Caribe, que históricamente han sufrido los altos costos de la energía, lo cual afecta la productividad, los costos logísticos y a la industria nacional.
     
    Por Roberto Casas para LaRepública.

  • El déficit de inversión amenaza la transición verde de Europa

    Un asesor del presidente Biden es el último en pedir al Reino Unido y Europa que sigan los pasos de Estados Unidos y aumenten su inversión en tecnología verde.
    El Reino Unido y el resto de Europa han sido criticados repetidamente durante el último año por no implementar una legislación climática de gran alcance para respaldar sus objetivos de una transición verde. Después de la aprobación de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), la política climática estadounidense más ambiciosa hasta la fecha, todos esperaban que el Reino Unido y Europa anunciaran algo similar, pero la financiación para la descarbonización sigue siendo limitada debido a la falta de una política climática integral. 
     
    Este mes, tras una gira por varios países europeos, Heather Boushey, miembro del Consejo de Asesores Económicos de la Casa Blanca, pidió a los gobiernos de todo el mundo, incluido el del Reino Unido, que aumenten sus inversiones verdes. Usó a Estados Unidos como una historia de éxito, sugiriendo que la financiación pública proporcionada a través del IRA ha alentado a las empresas privadas a invertir fuertemente en descarbonización, energía verde y tecnologías relacionadas, reduciendo así la inflación. 
     
    Boushey  afirmó : "Estamos trabajando con nuestros amigos y aliados para incentivarlos a hacer lo mismo, porque todos necesitamos hacer estas inversiones". Explicó: “Este gasto público ha incentivado miles de millones de dólares en inversiones en todo el país (dólares privados, en semiconductores y energía limpia). En realidad, gran parte del dinero público ni siquiera ha salido todavía y el sector privado está entrando en acción”. 
     
    La IRA proporciona 369 mil millones de dólares en fondos de energía limpia y tecnología baja en carbono para abordar el cambio climático y apoyar una transición verde global. Boushey enfatizó la “carrera hacia la cima” en inversión climática, alentando a otros gobiernos a lanzar políticas climáticas similares. También destacó la importancia de proporcionar financiación tempranamente para garantizar la seguridad energética en el futuro y no quedarse atrás. Boushey cree que en lugar de rehuir el gasto, el gasto verde podría allanar el camino para un crecimiento económico más resiliente en el futuro. 
     
    A pesar de este enfoque de Estados Unidos, no todos ven el gasto de esta manera. Con las elecciones generales del próximo año, el Partido Laborista del Reino Unido recientemente dio marcha atrás en su promesa de gastar 33.300 millones de dólares al año en empleos e industrias verdes si llega al poder. En cambio, ha decidido demostrar su credibilidad fiscal antes de aumentar sus inversiones para 2027. En junio, la canciller en la sombra del Reino Unido, Rachel Reeves,  afirmó  : “No se puede construir ningún plan que no sea una piedra de responsabilidad económica y fiscal... Nunca actuaré rápido”. y relajado con las finanzas públicas”. 
     
    Sin embargo, un informe de agosto del Instituto de Investigación de Políticas Públicas del Reino Unido (IPPR)  afirmó : “Sin una acción gubernamental urgente, el Reino Unido permanecerá en la parrilla de salida de la carrera para capturar las industrias verdes del mañana”. El informe pide el establecimiento de un plan de inversión nacional. El IRRP sugiere un enfoque de “guarida de dragones” para apoyar las empresas verdes, con el objetivo de hacerse eco del IRA de Biden. 
     
    Simone Gasperin, miembro asociado del IPPR,  explicó : “El fondo nacional de inversión es una propuesta política para nuestro tiempo. El Reino Unido necesita financiar y coordinar proyectos estratégicos de política industrial que generen una transición neta cero a través de la prosperidad económica y la inclusión. Y añadió: “El costo de la inacción en los medios de vida de las personas será demasiado alto, mientras que existen enormes oportunidades que el gobierno puede aprovechar al invertir conjuntamente con empresas privadas”. 
    Pero no es sólo el Reino Unido el que se ha quedado atrás, ya que las grandes promesas de Europa no están respaldadas con acciones. En junio, la Comisión Europea dijo que necesitaría más de  762.400 millones de dólares al año  para cumplir sus objetivos de transición energética. Más tarde ese mes, un auditor afirmó que la UE podría correr el riesgo de no cumplir sus objetivos de cambio climático para 2030, debido a la incertidumbre sobre si se están invirtiendo fondos suficientes en la transición hacia una economía baja en carbono. 
     
    El Tribunal de Cuentas Europeo (TCE) destacó una brecha significativa en la financiación y  afirmó : “No hay señales de que se esté proporcionando suficiente financiación para alcanzar los objetivos más ambiciosos para 2030, en particular del sector privado, que se espera que contribuya de manera significativa”. Este sentimiento fue compartido por el Observatorio Europeo de Neutralidad Climática, que advirtió que las finanzas de la UE estaban "lejos de encaminarse" hacia los objetivos climáticos. Las estimaciones de la consultora McKinsey sugieren que Europa necesitará alrededor de 1,06 billones de dólares al año para cumplir con sus objetivos climáticos, incluido el logro de emisiones netas de carbono cero para 2050. Si bien superó su objetivo de reducción de emisiones del 20 por ciento para 2020, sus objetivos para 2030 están lejos. más ambicioso. 
     
    Heather Boushey es sólo la última de muchos en criticar al Reino Unido y a Europa por hacer muy poco para financiar la transición verde. A pesar de las ambiciosas promesas climáticas, Europa enfrenta un importante déficit de financiación para cumplir sus objetivos climáticos para 2030. Mientras tanto, el Reino Unido parece estar haciendo aún menos para cumplir sus promesas, y los partidos políticos van y vienen en sus estrategias de financiación. Sin un enfoque estilo IRA para la financiación verde, el Reino Unido y Europa bien podrían quedarse atrás en la carrera hacia lo verde. 
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com 
     

  • El desmonte de las térmicas golpearía hasta en 0,3% el PIB

    Según Fedesarrollo, el obligar a que la nueva inversión se haga con baja rentabilidad generaría una pérdida de valor presente de US$10.570 millones.
    En medio de la política del Gobierno Nacional de no otorgar nueva contratación de exploración y producción de petróleo y gas, el sector se reunió en Barranquilla para hablar de sus retos y oportunidades en este contexto.
     
    En el marco del evento, expertos y actores de la industria discutieron cómo puede el sector aportar en este camino propuesto y mantener su operación en marcha. Luis Fernando Mejía, director de Fedesarrollo, señaló que hay cuatro riesgos a la baja en la economía colombiana. Por ejemplo, podría golpear en hasta 30 puntos básicos el PIB nacional, según un estudio de la entidad.
     
    Dentro de estos riesgos están los efectos en los balances fiscal y externo; los sobrecostos en actividades productivas por excluir el gas de la matriz eléctrica; el factor tecnológico por el costo y velocidad de la adopción de nuevas tecnologías, y por último el costo de reemplazo desde la oferta.
     
    Cabe destacar que uno de los consensos de los panelistas participantes en el Segundo Gran Foro de la ACP es que el país debe avanzar con recursos existentes de hidrocarburos, a la vez que incrementa la permeación de energías renovables no convencionales.
     
    De hecho, María Fernanda Suárez, country manager de Accenture, señaló que el camino debe ser una transición que incluya todas las tecnologías y no excluya algunas. Esto para mantener los ingresos y la autonomía energética.
     
    Ahora bien, uno de los puntos presentados durante la jornada, fue el impacto económico de una transición acelerada. Mejía presentó algunas conclusiones del estudio “Transición energética en Colombia: política, costo de la carbono neutralidad acelerada y papel del gas natural” que plantea un fuerte impacto sobre el Producto Interno Bruto (PIB) del desmonte de las centrales de generación térmica.
     
    Esto teniendo en cuenta que en días pasados el presidente Gustavo Petro dijo que se debía avanzar en el reemplazo de la energía de centrales térmicas por fuentes como la solar y eólica.
     
    Sin embargo, el efecto en la economía sería entre 23 y 27 puntos básicos de disminución en el PIB, según el estudio de Fedesarrollo.
     
    “El impacto sobre el PIB de obligar a una fracción de la nueva inversión a realizarse bajo condiciones de baja rentabilidad y confiabilidad para acelerar la descarbonización varía entre 0,23% y 0,27% del PIB anual, lo que implicaría US$10.750 millones de pérdida en valor presente neto hasta 2035”, afirmaba la presentación.
     
    De esta forma, el crecimiento potencial del país pasaría de 3,1% a 2,8% en un horizonte de siete años.
     
    Cabe recordar que las centrales de generación térmicas son uno de los principales consumidores de gas natural. De acuerdo con datos de Naturgas, 23% del energético es usado para la generación de electricidad, siendo el segundo mayor sector consumidor.
     
    De hecho, Alejandro Casta, director de Andeg, explicó que las térmicas pueden llegar en un fenómeno del Niño a representar un 60% del consumo. Estas plantas brindan confiabilidad al sistema, dado que están en capacidad de ingresar a este, para apoyar cuando la hidrología es menor y las hidroeléctricas generan menos.
     
    Adicionalmente, el cambio de la infraestructura de generación a gas y carbón por otras tecnologías, como la eólica sería costoso. El estudio de Juan Benavides para Fedesarrollo muestra que el reemplazo de tecnologías para mantener el volumen de generación costaría $163 billones o US$38.900 millones hasta 2035.
     
    Por Daniela Morales Soler para Portafolio

  • El Gobierno retrasó la primera licitación de energía eólica costa fuera de su historia

    El MinMinas sigue trabajando en la finalización de los documentos de licitación junto con otros organismos gubernamentales.
    El Ministerio de Minas y Energía anunció el aplazamiento de la primera licitación de la historia de Colombia para la concesión de bloques marítimos destinados a la construcción de parques eólicos costa afuera.
     
    El Gobierno del presidente izquierdista Gustavo Petro busca desligar al país sudamericano de su dependencia del petróleo y el carbón, las principales fuentes de ingresos por exportaciones, impuestos y regalías, para impulsar energías renovables más ecológicas.
     
    En julio el Ministerio de Minas y Energía, dirigido en ese momento por la exministra Irene Vélez, anunció que los pliegos para la licitación estarían listos en agosto.
     
    Sin embargo, el Ministerio sigue trabajando en la finalización de los documentos de licitación junto con otros organismos gubernamentales, dijo el martes en un comunicado publicado en su página web.
     
    El Ministerio, la Dirección Marítima y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) "trabajan de manera articulada, en la construcción de los pliegos y bases de condiciones específicas de la primera ronda de asignación de permisos de ocupación temporal sobre áreas marítimas, para el desarrollo de proyectos costa afuera en Colombia", aseguró el comunicado.
     
    Alrededor de 90% de los pliegos de condiciones se elaboraron durante el primer semestre del año, precisó el comunicado.
     
    El Ministerio de Minas y Energía no dio una fecha en la que los documentos estarían listos o cuando la ronda de licitación se realizaría.
     
    El Ministerio no respondió inmediatamente a preguntas de Reuters sobre la causa del retraso en la publicación de los documentos de licitación.
     
    Vélez dimitió en julio en medio de las investigaciones sobre el posible delito de tráfico de influencias, y la exministra dijo que respondería ante las autoridades cuando fuera necesario.
     
    Andrés Camacho asumió el cargo de ministro de Minas y Energía a principios de agosto.
     
    Por REUTERS.

  • El plan para que Ecopetrol entre a la generación eléctrica

    La derogatoria de un artículo en el Plan Nacional de Desarrollo y un proyecto de ley son las vías con las que se trata de revivir esta opción. 
    Si bien el Gobierno buscaba por intermedio de un artículo en el Plan Nacional de Desarrollo que se permitiera la integración vertical completa del sistema eléctrico, este se cayó en el Congreso. No obstante, en el documento sí quedó establecida la derogatoria de otro, que permitiría que ISA, controlada por Ecopetrol desde 2021, genere energía.
     
    “Nuestra propuesta es lograr que Ecopetrol se convierta en la empresa de generación de energía solar más grande de América Latina, abandonando paulatinamente la extracción de petróleo. Obtendríamos más valor y más lucha contra el cambio climático”, trinó el presidente Gustavo Petro.
     
    Así mismo, en el Congreso hace curso un proyecto de ley, radicado por el senador José David Name, que busca revivir la integración vertical como se había propuesto en el PND.
     
    Estos dos caminos son los que se están evaluando para que la petrolera estatal entre al negocio de la generación de energía y la pueda vender al sistema.
     
    Cabe recordar que actualmente las empresas de transmisión no pueden desarrollar esta actividad, para evitar conflictos de interés y mantener la eficiencia del sistema.
     
    Sin embargo, con el objetivo de acelerar la transición energética y apalancarse de la capacidad instalada de Ecopetrol, el Gobierno buscaba retirar esta prohibición por medio de la creación de un artículo, que finalmente se cayó en la conciliación del texto final del Plan Nacional de Desarrollo.
     
    Manuel Gómez, abogado especialista en el asesoramiento en asuntos de energía de Cuatrecasas, explicó que “en el último artículo del Plan incluyeron una derogatoria del parágrafo tercero del artículo 167 de la Ley 142 y el parágrafo tercero del artículo 32 de la Ley 143”.
     
    Las dos leyes son referentes a la prestación de servicios públicos y el servicio eléctrico y ambos parágrafos derogan una prohibición directamente referida a ISA para que no generara, distribuyera ni comercializara electricidad.
     
    “Esta empresa, antes de la creación de estas leyes era ISA e Isagén, es decir, generaba y transmitía; pero con estas normativas se separaron”, indicó.
     
    Y explicó que la excepción para el caso específico de ISA era muy importante, porque el artículo 74 de la Ley 143 decía que no se podía transmitir y hacer otras actividades de la cadena, pero aquellos que antes de la ley estaban integrados podrían seguir haciéndolo, siempre y cuando fuera con generación renovable.
     
    Lo que significa esto es que el Gobierno podría argumentar que la transmisora mixta tiene un derecho adquirido, puesto que la Ley 143 permitía a las compañías integradas seguir realizando su actividad.
     
    Sin embargo, esto ha generado discusiones entre los juristas. Gómez señala que la Ley buscaba quitarle esta potestad a ISA en específico, al dedicar parágrafos para su separación de Isagén y la prohibición.
     
    A esto se suma que la empresa de transmisión tiene a XM, operador del mercado eléctrico, el Centro Nacional de Despacho (CND), el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (Asic) y el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC). Por esto se quería evitar que ISA desarrollara otras actividades que entraran en conflicto con sus roles adicionales.
     
    Por Daniela Morales para Portafolio.

  • El Reino Unido está instalando paneles solares en los techos a un ritmo récord

    Se espera que este año se realicen más instalaciones de energía solar en techos residenciales y comerciales a pequeña escala que nunca, estimuladas por el alto costo de la red eléctrica.
    Si continúa el patrón actual de crecimiento, se realizarán unas 230.000 instalaciones en 2023, según los últimos datos del organismo de la industria Solar Energy UK y la certificadora MCS, compartidos exclusivamente con  City AM.
    Esto aumentaría el número de techos solares de 1,24 m a 1,47 m en todo el Reino Unido.
    En general, en marzo se instaló una cantidad récord de sistemas fotovoltaicos de menos de 50 kilovatios, con un total de 17 595, o 568 por día, como anunció por primera vez el gobierno la semana pasada.
     
    El último repunte en las nuevas configuraciones sugiere que los consumidores están menos ansiosos por los costos iniciales de las nuevas instalaciones, en un mercado definido por facturas de energía altas y precios de energía casi récord.
     
    En su forma actual, las instalaciones de paneles solares suelen costar alrededor de £ 6,000, con un tiempo de recuperación de 10 a 11 años, como se muestra en los datos de Money Saving Expert.
     
    Estas cifras excluyen los sistemas de mayor escala de más de 50kW, como los paneles solares montados en almacenes, supermercados y fábricas, y las granjas solares, sectores del mercado que también están en auge.
     
    Se cree que la capacidad solar total ahora se acerca a los 16 gigavatios, y se espera que se alcancen los 17 GW para fin de año.
     
    Incluso si el ritmo de crecimiento se estabiliza, la industria aún espera ver más de 200 000 de estos sistemas instalados en 2023, con más de 54 000 solo en el primer trimestre de este año.
     
    El récord anual actual se estableció en 2011, cuando se registró un total de 203.120 instalaciones con el certificador de la industria MCS.
     
    El esquema de tarifas de alimentación disponible en ese momento creó el mercado, estimuló la demanda y redujo los costos, sentando las bases para la actual industria solar multimillonaria libre de subsidios.
    El director ejecutivo de MCS, Ian Rippin, dijo: “El crecimiento que hemos visto destaca el apetito por los paneles solares y da una idea de la creciente dependencia de la energía local en el Reino Unido. Cada vez más personas recurren a soluciones renovables para generar su propia energía en el hogar y es fantástico ver niveles crecientes de confianza en la energía solar”.
     
    Los últimos datos siguen al anuncio del gobierno la semana pasada de un grupo de trabajo solar, que se reunió por primera vez este mes.
     
    El grupo de trabajo, que fue recomendado en la revisión de cero neto del parlamentario conservador Chris Skidmore, buscará hacer recomendaciones para ayudar a cumplir la ambición del gobierno de 70 GW de energía solar para 2035,  en línea con la estrategia de seguridad energética.
     
    Su atención se centrará en reducir los costos de instalación, impulsar los empleos británicos y mejorar el acceso a la red para respaldar el gran aumento de la energía solar.
     
    Esto sigue a las advertencias anteriores de  los organismos de la industria sobre los retrasos en la conexión de nuevos proyectos a la red.
     
    El grupo de trabajo estará copresidido por el director ejecutivo de Solar Energy UK, Chris Hewett,
     
    Argumentó que instalar energía solar en la azotea, ya sea a escala residencial o comercial, es "una de las mejores inversiones disponibles" que puede ofrecer grandes ahorros en las facturas de energía junto con la oportunidad de recibir un pago por enviar el exceso de energía a la red.
     
    “La energía solar es la forma más popular de generación de energía entre el público británico y la demanda de los consumidores nunca ha sido tan alta, pero la tasa de instalación en techos debe duplicarse para ayudar a alcanzar los 70 GW para 2035. La cantidad de parques solares también tendrá que aumentar significativamente. Estoy encantado de que ahora tengamos líderes de la industria trabajando directamente con el gobierno para resolver los obstáculos y maximizar los beneficios que ofrece la energía solar para la nación”, dijo Hewett.
     
    Por CityAM
     

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

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

  • Enel obtuvo ingresos operacionales por $3,8 billones, con crecimiento de 93,2%

    Los resultados de tercer trimestre reflejan un comportamiento positivo para la empresa en Colombia, como para sus filiales.
    Enel presentó los resultados financieros correspondientes a la compañía en Colombia y sus filiales. En sus ingresos operacionales obtuvo $3,8 billones con crecimiento de 93,2% y un Ebitda de $1,74 billones en el primer trimestre del año, esto reflejó un crecimiento de 57% frente a los resultados de 2021.
     
    En cuanto a su utilidad neta el resultado fue por $804,5 millones, alcanzando un crecimiento de 35,5%, lo que refleja la dinámica positiva de las actividades de generación y distribución de energía, efecto que es compensado por el incremento del gasto financiero, derivado de un mayor saldo promedio de la deuda frente al mismo periodo de 2022, que se da por las mayores necesidades de financiación que apalancan el plan de inversiones de la Compañía, y el aumento sostenido en los índices de referencia como el Indicador Bancario de Referencia (IBR) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), a los cuales se encuentran indexados el 48% y el 29% de la deuda respectivamente.
     
    “A un año de haber consolidado la nueva Enel Colombia, y luego de ampliar el perímetro de la operación a Centroamérica, vemos resultados financieros robustos que, en el primer trimestre del año, nos permiten tener una utilidad neta de más de 800.000 millones de pesos con la que continuamos apalancando el plan de inversiones a 2025 en el que superaremos los 7 billones de pesos. Sin duda, estos resultados son un aliciente para seguir adelante con nuestro plan estratégico, trabajando en la descarbonización y electrificación de la economía” aseguró Lucio Rubio Díaz, director general de Enel Colombia y Centroamérica.
     
    Durante el primer trimestre de 2023, Enel Colombia realizó inversiones por $537.066 millones, distribuidos una parte en la línea de generación, donde se enfocaron en la construcción de los parques solares La Loma (César), Fundación (Magdalena), Guayepo (Atlántico) y El Paso Extensión (Cesar) en Colombia y del parque solar Baco, en Panamá.
     
    En el segmento de distribución, se incrementó la ejecución de proyectos encaminados a la mejora en la calidad de servicio con la integración de nuevos sistemas y tecnologías en la operación. Así mismo, se incrementó la inversión en proyectos que resuelven las necesidades de conexión de clientes para atender nueva demanda y en los proyectos de desarrollo de subestaciones (AT/MT), Líneas de Alta Tensión y alimentadores de Media Tensión.
     
    Por María Camila Gil Niebles para La República

  • Enel realizó una inversión de $230 millones en construcción de un Ecosalón en Cesar

    El Ecosalón, que se hizo en el marco del desarrollo del parque solar La Loma, promocionará espacios de formación y recuperación de la memoria histórica y cultural de la comunidad.
    En el marco del desarrollo del parque solar La Loma, Enel Green Power y Centelsa by Nexans entregaron un Ecosalón para la comunidad del corregimiento El Potrerillo, en el Cesar. El cual duró cuatro meses en construirse, se invirtieron más de $230 millones, se reutilizaron 66 carretes de madera y 700 estibas provenientes del parque solar.
     
    Este espacio busca promover la integración y convivencia de la comunidad, así como generar espacios de formación y recuperación de la memoria histórica y cultural. Además, gracias a la reutilización de recursos se logró evitar que 67,7 m3 de madera, equivalente a 285 árboles de pino y 12.641 puntillas metálicas fueran dispuestas inadecuadamente como residuos, previniendo la emisión de aproximadamente 12 toneladas de CO2.
     
    “Nos llena de orgullo, a la par de alegría y satisfacción, contribuir con el bienestar de la comunidad de El Potrerillo, a través de la entrega de este espacio de recreación y disfrute. Esta construcción sostenible que constituye la segunda en su tipo en el país, reafirma nuestro compromiso con el medio ambiente y con la sociedad, al darle una segunda vida útil a la madera destinada para el traslado de nuestros cables. Esperamos seguir encontrando aliados tan comprometidos como Enel Colombia, en favor del desarrollo de este tipo de iniciativas, que demuestran nuestro propósito y valores en pro de una electrificación responsable” señaló Nicolás de Guernon, CFO de la Región Andina de Nexans
     
    Además de contar con un diseño atractivo, se tuvieron en cuenta diversas condiciones que faciliten el mantenimiento de la infraestructura; en los próximos meses se llevarán a cabo capacitaciones con la comunidad para promover su adecuado uso y cuidado.
     
    Por María Almario para LaRepública.

  • Energía eólica mar adentro: la ANH publicó el borrador para asignación de áreas

    Eolica Offshore - Imagen de ReferenciaEolica Offshore - Imagen de ReferenciaÚnicamente se aceptarán proyectos de 200MW en adelante y no deberán ocupar más de 270 kilómetros cuadrados de extensión. Le contamos las condiciones que deberán cumplir las empresas interesadas.

    Colombia está más cerca de tener un parque eólico en el mar. Este viernes 27 de octubre, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) dio a conocer el borrador de lo que será la primera ronda de asignación de proyectos de generación de energía eólica costa afuera.

    Y es que, junto al hidrógeno verde, la energía eólica costa afuera enmarca una de las principales apuestas para la transición energética en el país.

    Según cálculos del Gobierno anterior, el potencial de despliegue de esta fuente de generación sería de unos 50 gigawatts, un cálculo basado en los cerca de 12.500 kilómetros de área de desarrollo que podrían aprovecharse para la puesta en marcha de este tipo de proyectos que diversificarían la matriz energética del país.

    “Esperamos que la energía eólica se constituya como un recurso energético autóctono que enmarque el rumbo de la transición a cero emisiones netas de carbono”, indicó la ANH.

    Así será la asignación de áreas

    La primera ronda de asignación de áreas será liderada por el Ministerio de Minas y Energía y la Dirección General Marítima (Dimar) con el apoyo de la ANH, la cual tendrá un rol de administradora.

    De acuerdo con el borrador, las empresas deberán optar por un “permiso de ocupación temporal” sobre áreas marítimas que, se presume, podrían estar localizadas en el mar Caribe colombiano, una zona que ha estado en la mira de los proyectos de energía eólica costa afuera por cuestiones como la velocidad del viento, el acceso a redes de transmisión y la existencia de infraestructura de petróleo y gas en la región, entre otros.

    Para obtener dicho permiso, los interesados tendrán que presentar una oferta con condiciones como:

    ✅ El proyecto debe ser de, por lo menos, 200 mega watts y deberá conservar una distancia mínima de una milla náutica con otros proyectos de energía eólica.

    ✅ Descripción exacta de ubicación, linderos y extensión del área que ocuparán, que superará los 270 kilómetros cuadrados.

    ✅ Un programa que determine compromisos de transferencia de conocimiento, beneficios para las comunidades y fortalecimiento de la mano de obra existente para la industria eólica costa afuera. Además, la empresa deberá explicar cómo vinculará a la industria nacional, regional o local durante la duración del permiso de ocupación temporal.

    Los titulares de un permiso de ocupación temporal tendrán derecho a realizar actividades relacionadas con la medición de datos e información para establecer la viabilidad del proyecto, así como llevar a cabo los trámites para la obtención de licencias y permisos para la posterior construcción de un proyecto de generación de energía eólica costa afuera en el área adjudicada.

    De igual forma, las empresas deberán cumplir con obligaciones como incluir a las comunidades de interés del proyecto en actividades informativas de recepción de inquietudes, mantener vigentes las pólizas de responsabilidad civil extracontractual y pólizas de pago de salarios y prestaciones sociales, así como cumplir con las cuotas mínimas de contenido nacional en los bienes y servicios que se utilicen.

    “Colombia es consciente del beneficio de la utilización de energías proveniente de fuentes renovables para la industria, el comercio y el uso doméstico, y con este proceso pasa del dicho al hecho, permitiendo el fomento amigable de la economía, del sector energético, tecnológico ambiental y social del país con el fin de avanzar hacia su transformación”, puntualizó la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

    Fuente: Elespectador.com

  • Energía renovable, en busca de una regulación clara para ser rentable a largo plazo

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

  • Energías renovables: WWF pide más apoyo

    La producción de origen eólico (6.033 GWh) en febrero 2015 se sitúa en el primer lugar del mix, aunque disminuye respecto al registrado en febrero 2014 (5.973 GWh, 27,2%). Con energía térmica no renovable (cogeneración y resto) se han generado 2.060 GWh (9%), con energía mini-hidráulica 597 GWh (2,6%), con energía térmica renovable 347 GWh (1,5%), con energía solar fotovoltaica 482 GWh (2,1%), y con energía solar térmica se han generado 204 GWh (0,9%).

    El Observatorio de la Electricidad de febrero 2015 de WWF muestra un aumento muy considerable en las emisiones totales de CO2, debido principalmente a la quema de carbón, cuyas emisiones son las principales causantes del cambio climático. Tas la reunión del pasado 4 de marzo de la Cumbre para las interconexiones energéticas España-Francia-Portugal-Comisión Europea-BEI, en la que se debatió la prioridad de las interconexiones energéticas para lograr un mercado interior de la energía plenamente operativo e interconectado crucial para la Unión Europea de la Energía, WWF demanda mayores inversiones para las renovables, al igual que para los proyectos de infraestructuras energéticas.

    WWF analiza las conclusiones de la pasada reunión a principios de marzo, entre François Hollande (Presidente de Francia), Mariano Rajoy (Presidente de España), Pedro Passos (Primer Ministro de Portugal); Jean Claude Juncker (Presidente de la CE) y Werner Hoyer (Presidente del Banco Europeo de Inversiones), en la que remarcó la importancia de proporcionar recursos a largo plazo a las inversiones de interconexiones entre estos tres países para la construcción de una Unión Energética Europea. WWF lamenta que las inversiones no se dirijan asimismo al desarrollo a gran escala de las energías renovables, cuyo papel será clave, junto con las nuevas interconexiones, para asegurar la seguridad y la independencia energética europea.

    Como aspectos positivos, WWF valora los objetivos del 10% de interconexión para 2020 (Nota 1) que proporciona una red europea plenamente interconectada, pero recuerda que solo será posible si este desarrollo viene acompañado de la promoción de las energías renovables, la eficiencia energética, y las smartgrids, que garantice una energía segura, asequible y sostenible, como instrumento para reforzar las competitividad de las industria europea y del crecimiento y creación de empleo.

    WWF no está de acuerdo con el desarrollo de la nueva “Estrategia de gas natural licuado (GNL) global” puesto que para garantizar la seguridad energética, y diversificar el suministro interno en la región Euromediterránea, proponen un nuevo modelo energético más sostenible basado en las renovables, en lugar de continuar con las inversiones en el transporte de combustibles fósiles como el gas, que ha de importarse de fuera de la UE. (Nota2)

    Según Raquel García Monzón, Técnico de energía del Programa de Cambio Climático de WWF España: ‘La creación de un mercado interior de la energía en la nueva Unión Energética Europea requiere la conjunción de varios factores: adecuadas capacidades de reserva, reducción de los costes de descarbonización en el mix energético, favorecer la integración de las energías renovables y contribuir al compromiso europeo de, al menos, el 27% de cuota de consumo de renovables, y de al menos, el 40% de reducción de emisiones de CO2 para 2030, respecto a 1990. En este sentido, se espera que en la COP21 que se celebrará en París se alcance un acuerdo favorable para España, Francia y Portugal”.

    Y añade: “Desde WWF creemos que es importante el acuerdo entre Francia, Portugal y España en materia de interconexiones para reforzar más la red eléctrica actual y aprovechar su plena capacidad, pero al mismo tiempo demandamos a los Organismos de apoyo europeos, como el Fondo Europeo para las Inversiones Estratégicas de la CE y al Banco Europeo de Inversiones, el fin de las subvenciones a los combustibles fósiles (entre ellos el gas natural licuado) y el apoyo a la financiación de las energías renovables, futuro para la UE y herramienta clave de lucha contra el cambio climático”(Nota3).

    El Observatorio de la Electricidad en cifras:

    El balance eléctrico peninsular del mes de febrero 2015 muestra una cobertura de la demanda del 26,5% cubierto con energía eólica, seguido de un 21,6% de energía nuclear, el 14,4% de energía hidráulica, el 13,7% de centrales térmicas de carbón, y el 9% generado con ciclos combinados de gas natural.

    En relación a la producción de energía de origen renovable, según REE, un total de 10.508 GWh, supone un 42,7% respecto a la generación total (incluye gran hidráulica y resto de ER), disminuyendo un 18,51% respecto al mismo mes del año pasado (febrero 2014: 12.453 GWh).

    Fuente: REVE

     

  • Enlaza señaló que proyecto renovable en La Guajira está cerca de finalizar consultas

    La empresa que pertence al GEB protocolizó esta semana seis acuerdos con comunidades en La Guajira en el tramo Colectora – Cuestecitas, que es el pendiente por licenciar. Luego de esto buscará licencia de la Anla.
    La filial Enlaza, del Grupo Energía Bogotá (GEB), anunció que ya está ad portas de culminar el proceso de consultas previas que le dará luz verde a la construcción de los dos tramos del proyecto de transmisión de energía eléctrica Colectora
     
    El proyecto Colectora tendrá una línea de 475 kilómetros y que pasará por 10 municipios en La Guajira y cuatro más en el Cesar. Según explicó la empresa, la iniciativa se dividió en dos tramos Colectora – Cuestecitas y Cuestecitas – La Loma.
     
    “Estamos avanzando con la celeridad y firmeza para tener reglas de juego claras y estables, que las comunidades tengan presente los beneficios del proyecto y que este pueda salir adelante en los menores tiempos posibles, porque es clave para la transición energética justa y gradual que el país requiere y ha comenzado a andar”, dijo Fredy Zuleta Dávila, gerente general de Enlaza.
     
    En los avances, la empresa protocolizó esta semana seis acuerdos con comunidades en La Guajira en el tramo Colectora – Cuestecitas, que está pendiente por licenciar. Además, completó 231 consultas previas cerradas de las 235 que se deben realizar en los dos tramos. El avance en esta fase es de 98,3%.
     
    En otro tanto, las obras civiles en la subestación La Loma avanzan en 90% y el montaje electromecánico en 70%.
     
    Una vez se cuente con todos los acuerdos de consulta previa protocolizados, el GEB y Enlaza entregarán a la Autoridad de Licencias Ambientales (Anla) la documentación para que esta decida el trámite de la licencia.
     
    Según Zuleta, el proceso de consulta previa en el proyecto Colectora es uno de los más grandes asociados al sector minero energético que se haya hecho en la historia de Colombia:, que involucró a 235 comunidades certificadas por el Ministerio del Interior. "Esto planteó grandes retos para sacar adelante la iniciativa, a lo que se sumó la diversidad cultural, biodiversidad ambiental y la extensión del proyecto", dijo el directivo.
     
    Acerca de la fase constructiva, Zuleta señaló que en las últimas semanas desde la zona franca de Santa Marta se trasladaron a la subestación La Loma, en El Paso (Cesar), nueve reactores que se requieren para ampliar este complejo, uno de los tres que hacen parte del proyecto Colectora. El peso de los equipos, necesarios para proteger y mantener la capacidad de las líneas ante variaciones inesperadas, es de 320 toneladas.
     
    Para esto, Enlaza y el GEB ya tienen dispuestos en bodegas más de 13.000 toneladas de materiales para la construcción de las torres y el cableado del proyecto Colectora.
     
    Por Allison Gutiérrez para LaRepública.

  • EPM amplió licitación de energía renovable

    La solicitud estará pública hasta junio 21 y se podrán presentar hasta el 7 de julio. 
    Empresas Públicas de Medellín (EPM) informó que amplió el plazo del proceso de contratación para calificar y clasificar proveedores para la construcción de parques solares y eólicos y la interventoría para estos.
     
    La compañía pública informó que esto se hizo con la intención de realizar un acuerdo de disponibilidad técnica por seis años que permita agilizar los procesos de contratación y las ofertas respectivas.
     
    Así mismo se señaló que la solicitud de ofertas estará publicada hasta el miércoles 21 de junio de 2023 y las ofertas se podrán presentar hasta el viernes 7 de julio.
     
    Con el objetivo de hacer claridades y dar toda la información que requieran los interesados, la empresa realizará hoy en las horas de la tarde una reunión para la cual se debe solicitar previamente acceso.
     
    Los interesados también podrán consultar los detalles del proceso contractual por medio del portal Te Cuento, dispuesto por EPM.
     
    La compañía destacó que en el proceso pueden participar empresas nacionales y extranjeras siempre y cuando tengan capacidad financiera, técnica y jurídica para la construcción de este tipo de proyectos.
     
    Por Portafolio

  • EPM extiende fecha a proveedores para construcción de parques eólicos y solares

    Las firmas interesadas podrán adquirir su derecho a participar dentro de la convocatoria desde el 14 de julio y hasta el 28 del mismo.
    Empresas Públicas de Medellín (EPM) extendió la fecha de contratación a proveedores interesados en realizar proyectos de construcción de parques eólicos y solares y su interventoría.
     
    Las organizaciones pueden hacer su solicitud a la convocatoria desde el 14 de julio y hasta el 28 del mismo mes hasta las 11:00 a.m.
     
    El objetivo de esta convocatoria realizada por EPM es poder generar una clasificación y calificación de proveedores, con la intención de realizar un acuerdo de disponibilidad técnica por seis años que permita agilizar los procesos de contratación y las ofertas respectivas.
     
    Las empresas postulantes deben cumplir con las características de que puedan realizar sus acciones de la mejor forma, para realizar un acuerdo de disponibilidad técnica por seis años que permita agilizar los procesos de contratación y las ofertas respectivas.
     
    Por Diego Ospina para LaRepública.

  • España y Portugal encabezan ambiciosos planes de hidrógeno verde

    Países como España, Portugal y Marruecos tienen un potencial significativo para la producción de energía solar y eólica, lo que los posiciona como potenciales exportadores de energía verde.
    El Mediterráneo tiene grandes sueños de convertirse en la potencia de energía limpia de Europa, pero aún le queda un largo camino por recorrer antes de que ese objetivo sea económica y logísticamente viable. Entre su abundante sol para energía solar y su considerable infraestructura de gas natural existente, que podría reutilizarse para canalizar hidrógeno verde en toda la región, existe un gran potencial. ¿Pero podrán aprovecharlo?
     
    El Mediterráneo goza de una bendición geográfica en lo que respecta al potencial de energía verde. Países como España, Portugal y Marruecos cuentan con enormes cantidades de luz solar y viento, y una densidad de población mucho menor que la mayor parte de Europa. Esto les da el potencial de construir enormes parques solares y eólicos con los que la mayoría de los países sólo podrían soñar, preparándolos para convertirse en exportadores de energía verde en un momento en que Europa busca cada vez más asegurar más energía limpia. Y el norte de África y España ya están aumentando el potencial de transporte de energía  a través de cables submarinos .
    Si bien esto parece la receta perfecta para construir nuevas rutas comerciales para la energía limpia, el Mediterráneo está asumiendo un gran riesgo al intentar desarrollar demasiado el sector y demasiado pronto. "Europa tiene que poner en marcha un mercado para una nueva fuente de energía y hacerlo en un ámbito desregulado con muchos actores competidores",  advirtió The Economist  a principios de este mes. "Aumentar simultáneamente la demanda y la oferta es un delicado acto de equilibrio". 
     
    El caso del hidrógeno español ejemplifica exactamente estas cuestiones. España ha estado a la vanguardia del movimiento del hidrógeno verde gracias a su abundante potencial de energía renovable y un entorno energético favorable, pero parece que el país ha puesto el carro delante del caballo. Es posible que Europa  no esté preparada  para importar tanto hidrógeno verde como España planea exportar. Los expertos advierten que España debe tener cuidado de no hacer estallar las actuales cadenas de suministro de energía en aras de un potencial exportador no prometido. "Hay una secuencia en términos de lo que es lógico hacer",  dijo a Bloomberg a principios de este año Martin Lambert, jefe de investigación sobre hidrógeno en el Instituto de Estudios Energéticos de Oxford . "El primer paso es hacer todo lo posible para descarbonizar el sistema eléctrico a nivel local, luego producir hidrógeno a partir del excedente de energía renovable para utilizarlo localmente y luego pasar a las exportaciones". 
     
    Es más, el gobierno español ha invertido dinero en el desarrollo del sector sin trabajar primero en la logística necesaria para poner en funcionamiento la tecnología necesaria. También en este sentido España se está adelantando un poco. Actualmente, España carga con un electrolizador de hidrógeno verde de última generación que  no funciona , gracias a un fallo de diseño por parte del fabricante estadounidense Cummins. Como resultado, la red de autobuses y pilas de combustible basados ​​en hidrógeno que fueron diseñados para funcionar con el hidrógeno producido por el electrolizador también permanece inactiva, y ahora parte del electorado español, así como aquellos a quienes votarán para ocupar sus cargos, parecen estar cada vez menos interesados ​​en impulsar la industria hacia adelante. 
     
    Y España no está sola en su estrategia potencialmente equivocada. Portugal también se ha fijado objetivos ambiciosos para su propio sector de producción de hidrógeno verde. A principios de este año, el país  duplicó sus propios objetivos  de capacidad de producción y ahora apunta a que su nueva capacidad de electrolizadores para  producir hidrógeno verde  alcance los 5,5 GW para 2030, y planea invertir decenas de millones de euros en ese esfuerzo. 
     
    Y si bien el Mediterráneo tiene más potencial de energía renovable de lo que su propia población podría consumir, esto no significa necesariamente que bombear ese exceso de capacidad a la producción de hidrógeno verde sea la mejor medida. Exportar energía renovable sin convertirla podría ser en realidad la estrategia más lógica (y más respetuosa con el clima). El hidrógeno verde es crucial para una ' descarbonización profunda ' en 'sectores difíciles de electrificar y reducir', pero los críticos  han advertido  que simplemente no existe suficiente capacidad de energía renovable para producir suficiente hidrógeno verde para reemplazar el gas natural y carbón en petroquímicos, acero y fabricación de productos agrícolas. Y toda esa energía verde podría ser mucho más útil en otras aplicaciones. Un  nuevo informe  de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) advierte contra el “uso indiscriminado de hidrógeno”, advirtiendo que su uso extensivo “puede no estar en línea con los requisitos de un mundo descarbonizado”. 
     
    Por Haley Zaremba para Oilprice.com 
     

  • Estados Unidos avanza hacia un futuro de energía 100% renovable

    El clima terrestre está cambiando de diversas maneras que afectan las condiciones del tiempo, los océanos, la nieve, el hielo, los ecosistemas y la sociedad.
     
    Por lo que países como Estados Unidos, desde hace varios años ha estado tomando medidas ambientales para contrarrestar el uso de gases de efecto invernadero; ya que afrontar el cambio climático beneficiaría significativamente las vidas de las personas en Estados Unidos y también evitaría los daños costosos a la economía estadounidense.
     
    Algunas ciudades como Burlington, Vermont; Aspen, Colorado; Columbia, Maryland; y Greensburg, Kansas ya han alcanzado el uso de energía 100% limpia. Recientemente se suman otras Ciudades para comprometerse a alcanzar el 100% de energía limpia en los próximos 15-20 años, según informe presentado por la Organización Sierra.
     
    “Las soluciones locales son donde la verdadera oportunidad está y donde la innovación está pasando”, dice Tyler Nickerson del Proyecto Solutions, una organización no lucrativa cofundada por Mark Jacobson, un científico de la Universidad de Stanford, cuyo trabajo ha ayudado a guiar y crear planes climáticos locales”. Unidos se puede hacer mucho, y las ciudades pueden hacer mucho “, dice Jacobson.
     
    En el informe se presentan las acciones que llevarán a cabo cada ciudad para alcanzar una energía 100% renovable, cada una está encontrando formas innovadoras y se enfrentan a diferentes oportunidades y desafíos.
     
    Hasta el momento, la ciudad más grande de establecer una meta de energía al 100 % limpia es de San Diego.
     
    Estados  que transitan a una tecnología limpia
     
    “San Diego tomó un paso histórico para asegurarse un futuro más verde y próspero. Hemos hecho algo notable, con juntar los negocios y los intereses ambientales de una manera bipartidista para crear una comunidad más limpia y una economía más fuerte” celebró el Mayor Faulconer de San Diego, California.
     
    Texas es ahora capital de la energía renovable del país
    Asimismo dijo que han conseguido el equilibrio adecuado con este plan y que los habitantes pueden transitar hacia una tecnología más limpia, más energías renovables y crecimiento económico.
     
    Por su parte, la ciudad de East Hampton, Nueva York  creará incentivos para la construcción  de un parque eólico que será uno de los objetivos para que el 100% de la energía sea renovable.
     
    San José y San Francisco California, tienen compromisos locales para la instalación de infraestructura, venta de energía y una utilidad local que apoya la generación de energía renovable.
     
     Alrededor del 90 por ciento de la energía renovable del estado se ubicará en el estado de Nueva York, de acuerdo a una declaración de impacto ambiental suplementaria preparada por la comisión para el Departamento de Servicios Públicos de Nueva York. Foto: Ecoportal
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    En Grand Rapids, Michigan se ha popularizado los edificios de la ciudad con ventanas de eficiencia energética y de calefacción geotérmica, así como el número de paneles solares en los edificios municipales.
     
    Texas es ahora capital de la energía renovable del país.  Produce más energía eólica que cualquier otro estado y es el lugar de una reserva significativa solar que está empezando a ser explotado.
     
    Desafíos y progresos
     
    Asegurar que estos planes de acción ambiental se distribuyan de manera uniforme entre todas las comunidades no será fácil. Por ahora, muchas tecnologías de energía limpia siguen siendo inalcanzables para muchos residentes de Estados Unidos.
     
    Pero también, hay signos de progreso. En Minnesota, varias empresas de servicios públicos se organizan en cooperativas locales, huertas solares comunitarias, y ofrecen a los residentes la oportunidad de comprar una energía verde “suscripción” y aprovechar la energía limpia producida por las instalaciones medianas ubicadas en su área. Logrando las empresas generar puestos de trabajo locales, junto con la energía limpia.
     
    Los ingenieros y los empresarios pueden hacer su parte para asegurar que la economía de energía limpia beneficie a todos. Pero en última instancia, serán necesarias la organización y reformas de las políticas para impulsar el cambio, y así asegurar que los contaminadores tengan que pagar por vertido de carbono a la atmósfera.
     
    Los paneles solares en la azotea, las casas inteligentes, las baterías de alta eficiencia, y los vehículos eléctricos, todos ellos se propagarán más rápidamente una vez que se imponga un precio a pagar por la emisión de gases de efecto invernadero.
     
    “En este momento, los combustibles fósiles llegan a contaminar de forma gratuita”. Pero los republicanos que controlan el Congreso se resisten a gravar o regular los gases de efecto invernadero, que es exactamente por qué el liderazgo local  y soluciones propias son tan importantes. Se están sentando las bases para un futuro que se mantiene en la distancia, al menos por ahora. Lo más importante que tenemos es un precio al carbono”, así lo expresó Lyndon Rive fundador de Solar City a Sierra Club.
     
    Si las personas pueden ser influenciadas de que una economía de energía limpia significa más empleo, menos contaminación, mejor salud, y, en definitiva, de una mejor calidad de  vida, la transición podría ser más rápida de lo esperado. 
     
     
    JANIS MARIN - LA GRAN ÉPOCA.COM

  • Estas son las claves del pacto entre Colombia y Países Bajos por transición energética

    Los países acordaron una relación de beneficio mutuo para desarrollar la energía eólica costa afuera, así como proyectos juntos.
    Colombia y Países Bajos firmaron un memorándum de entendimiento para desarrollar la energía eólica costa afuera en el marco de la transición energética que impulsa el país.
     
    "Coincidimos con el Reino de Países Bajos en promover una relación de beneficio mutuo en energía eólica costa afuera, con miras a compartir conocimientos, experiencias, datos y mejores prácticas relevantes, así como el análisis de proyectos conjuntos", escribió el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.
     
    Entre los temas suscritos ese encuentran promover el intercambio de información, mejores prácticas, políticas y enfoques regulatorios; también colaborar en el análisis del desarrollo de sistemas integrados de energía eólica costa afuera e hidrógeno y aportar en el análisis de las mejores prácticas a nivel de logística portuaria.
     
    Otros de los puntos acordados consisten en estudiar la viabilidad de programas de capacitaciones e intercambio de información sobre tecnología y programas.
     
    Por Roberto Casas para LaRepública.
     
     

  • Europa busca reducir los riesgos de la dependencia china en energía eólica marina

    Europa ha intensificado sus esfuerzos este año para proteger sus industrias manufactureras de energía limpia y reducir la dependencia de China para su despliegue de energía renovable.  
    Varias leyes propuestas por la UE tienen como objetivo impulsar la competitividad de Europa en la cadena global de suministro de energía limpia y minimizar los riesgos para la seguridad de la infraestructura energética.    
     
    La industria eólica europea, que representa alrededor del 16% del consumo de electricidad de la UE, ha estado luchando en los últimos dos años en medio de lentos procesos de obtención de permisos, interrupciones en la cadena de suministro, aumento de costos y tasas de interés, y una mayor presión de los competidores internacionales, especialmente China. 
     
    Los riesgos de seguridad también han aumentado en la infraestructura energética marina de Europa, tras los daños sufridos por el gasoducto Balticconnector entre Estonia y Finlandia en el Mar Báltico a principios de octubre. Un barco chino estuvo  implicado  en el incidente, y la Oficina Nacional de Investigaciones de Finlandia (NBI) dijo que cree que el daño fue causado por “una fuerza externa” que era “mecánica, no una explosión” y luego reveló que un ancla grande, se creía perteneciente al barco de 169 metros de largo, se encontró cerca del oleoducto y probablemente se rompió al ser arrastrado por el fondo del mar.
     
    "Estos incidentes son alarmantes porque Occidente depende mucho de esta infraestructura marítima: oleoductos para entregar nuestros suministros de petróleo y gas, cables submarinos que transportan los datos para nuestras economías digitales modernas y energía eólica marina para impulsar la transición energética", dijo Elisabeth Braw, una Miembro asociado senior de la Red Europea de Liderazgo, escribe en el  Financial Times .  
     
    Los operadores de energía eólica deben intensificar el monitoreo de su infraestructura marina, dice Braw, señalando que Europa también necesita alentar la fabricación nacional de energía limpia para reducir la dependencia de los componentes chinos.  
     
    Durante el año pasado, la UE ha tratado de mantener la fabricación nacional en la cadena de suministro de energía verde, pero actualmente está fracasando, ya que los productos chinos de bajo costo y la Ley de Reducción de la Inflación de Estados Unidos podrían quitarle competitividad a Europa. 
     
    La asociación WindEurope, por ejemplo,  dijo  en septiembre que, a menos que la UE cambie sus políticas, podría perder la producción europea.  
     
    “Y las dificultades de la cadena de suministro eólica europea significan que los fabricantes chinos de turbinas están empezando a conseguir pedidos aquí. Ofrecen turbinas más baratas, estándares más flexibles y condiciones financieras no convencionales”, dijo WindEurope.  
     
    "Existe un riesgo muy real de que la expansión de la energía eólica se realice en China, no en Europa". 
    China también desempeña un papel enorme en la cadena de suministro global de tecnología de energía limpia, lo que presenta otro conjunto de preocupaciones de seguridad energética debido a las cadenas de suministro altamente concentradas geográficamente tanto para tecnología como para minerales críticos, como reconoce la Agencia Internacional de Energía (AIE). 
     
    Según el  pronóstico  de la agencia en World Energy Outlook, China tendrá una participación del 79% en la cadena de suministro de energía solar fotovoltaica en 2030, el 64% en energía eólica, el 68% en baterías, el 54% en productos químicos de litio y el 72% en cobalto refinado. . 
     
    En un intento por mantener la competitividad de Europa, la Comisión Europea dio a conocer el mes pasado el llamado  Plan de Acción Europeo de Energía Eólica , "para garantizar que la transición a la energía limpia vaya de la mano de la competitividad industrial y que la energía eólica siga siendo un factor europeo". historia exitosa." 
     
    Kadri Simson, comisaria europea de Energía,  afirmó  : “En dos años, Europa ha perdido su liderazgo como mayor mercado mundial de energía eólica en favor de la región de Asia Pacífico. Ahora esta tendencia empieza a ser visible también en la UE”. 
     
    “Esto sucede a medida que aumenta la presión de los competidores internacionales. Estos actores pueden aprovechar la ventaja de operar en mercados nacionales más grandes y beneficiarse de diversas formas de apoyo gubernamental”, añadió Simson. 
     
    Esta semana, el Parlamento Europeo  respaldó los planes  para impulsar la producción de tecnología neta cero en Europa. La propuesta Ley de Industria Net-Zero establece el objetivo de que Europa produzca el 40% de sus necesidades anuales de implementación en tecnologías net-zero para 2030 y capture el 25% del valor del mercado global para estas tecnologías.  
     
    El Parlamento y el Consejo de la UE ahora tienen que iniciar conversaciones sobre la forma final de la nueva ley.   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • Firman convenio para impulsar proyectos de energía eólica 'offshore'

    La ANH y la Dimar suscribieron un acuerdo para dar inicio al primer proceso competitivo para el desarrollo de iniciativas eólicas costa afuera.
    La Dirección General Marítima (Dimar) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) firmaron un convenio interadministrativo para iniciar con el primer proceso competitivo para el desarrollo de proyectos de energía eólica en el mar caribe colombiano.
     
    La suscripción de este acuerdo faculta a la ANH para elaborar los pliegos y condiciones para poner en marcha este procedimiento.
     
    Además, permite que la entidad pueda evaluar a los proponentes y sus ofertas, así como seleccionar a los adjudicatarios de los permisos de ocupación temporal.
     
    Para la primera ronda de asignación, se definió que el área donde se desarrollarán los proyectos será frente a los departamentos de Atlántico y Bolívar y cada uno deberá ser mínimo de 200MW. 
     
    Por su parte, la Dimar adjudicará los permisos de ocupación temporal a las compañías seleccionadas y pondrá a disposición del país su experiencia, conocimiento científico y rigor técnico en la administración de las áreas marítimas.
     
    Según el Ministerio de Minas y Energía, en agosto se hará la publicación de los pliegos para iniciar la primera ronda de energía eólica costa afuera.
     
    Por Portafolio.

  • Fitch Ratings espera menor consumo de energía en el 2015

    Un 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

  • Generación de energía, objetivo de la nueva presidencia de Ecopetrol

    Ricardo Roa, nuevo presidente de la compañía, explicó que hará más eficiente la operación actual. Esta es su estrategia.
     
    Este lunes se posesionó Ricardo Roa como presidente de Ecopetrol y dio a conocer los que serán sus principios rectores durante su gestión. Durante esta presentación, el directivo aclaró que su misión es mantener rentable la operación actual de la compañía con los recursos disponibles.
     
    Al respecto, señaló que su intención no es “matar la gallina de los huevos de oro”. Explicó que se optimizará la producción de hidrocarburos de forma eficiente, rentable y responsable.
     
    Por esto mismo, uno de sus principales objetivos es aumentar 2% el factor de recobro, que se ubica en 19% en este momento.
     
    Ahora bien, el expresidente de la compañía Felipe Bayón y el presidente de la Junta Directiva, Saúl Kattan, habían dicho que el objetivo era llegar a la producción de un millón de barriles promedio por día, que actualmente está en 706.000 barriles de crudo promedio (kbpd).
     
    Roa señaló que “esto no solo va a depender del apetito que tengamos por hacerlo, pues maravilloso que en estas condiciones de mercado pudiéramos estar sacando más barriles día: y es que con estos precios de US$80, no sería responsable con los accionistas no estar colocando esos barriles en el mercado”.
     
    Apuntó que esto se hará en un principio aumentando el factor de recobro y otras estrategias de eficiencia”. Con respecto a la refinación, señaló que se puede ser más eficiente y productivo, con lo que se podría aumentar el margen de refinación de las dos refinerías del país.
     
    Explicó que se pueden reducir los costos e incorporar tecnología para optimizar esta operación.
     
    Lo que sí dijo es que los objetivos serán, entre otros, mantener y liderar la transición energética, así como liderar una integración energética regional, que es habilitada gracias a la pasada adquisición de ISA.
     
    Generador de energía
    Roa destacó que actualmente Ecopetrol es el mayor consumidor de energía del país y autogenera desde Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (Fncer) un porcentaje importante de su consumo.
     
    Explicó que el objetivo es aumentar este nivel. “Tenemos los recursos para implementar los proyectos de generación de energías renovables, de generación de hidrógeno verde y azul”, dijo. Este será uno de los principales énfasis, según destacó.
     
    Ahora bien, con respecto al artículo del Plan Nacional de Desarrollo que busca que Ecopetrol sea un generador en el Sistema Interconectado Nacional, Roa dijo que “de tener ese espacio lo haríamos con energías renovables”. 
     
    Cabe recordar que actualmente, al ser dueño mayoritario de ISA, la petrolera no puede vender energía al Sistema, puesto que por ley estos actores no se pueden integrar. Por esto, el Gobierno apunta a modificar esta limitación.
     
    El directivo destacó que hoy la Nación ya es dueña de tres generadoras. “En la constitución de una empresa entre esas tres, como aspiración, pues no soy Hacienda, creo que puede haber un vehículo importante, para que en sociedad con Ecopetrol seamos un gran generador de energía”, señaló. Aclaró que aún faltaría hacer el análisis financiero correspondiente para viabilizar esta opción. “Lo haríamos ojalá en el offshore en La Guajira y con energía solar”, explicó.
     
    Los resultados financieros que recibe roa
    Además de una serie de retos políticos y operativos que tendrá el nuevo presidente de la petrolera, también recibió los mejores resultados financieros de la historia, cuyo objetivo será mantenerlos. Los ingresos fueron por $159,5 billones, que representan 10,9% del PIB del año pasado. Esta cifra es una variación de 73,8% frente a los resultados obtenidos en 2021. En estos resultados influyeron el precio del crudo, la tasa de cambio, el volumen de ventas, entre otros. Esto permitió a la estatal dejar entre impuestos, dividendos y regalías $42,2 billones. Los accionistas minoritarios recibirán $2,1 billones del ejercicio. 
     
    Por Portafolio

  • Hay retrasos en 82% de los proyectos de energías renovables ubicados en La Guajira

    Según el Ministerio de Minas y Energía, Colombia cayó en el Índice de Transición Energética por el retraso en proyectos de fuentes no convencionales.
    En un escenario en el que Colombia cayó 10 puestos en el Índice de Transición Energética del Foro Económico Mundial (WEF por sus siglas en inglés), expertos aseguraron que el principal factor de esa caída fue el retraso de proyectos de energías renovables. Para el Gobierno, el principal motivo fue el retraso en proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía (Fncer) en La Guajira.
     
    Según la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, Colombia cayó porque “en la subasta que se hizo en 2019 se les dio capacidad a los proyectos, a través de la Upme y, sin embargo, hoy están en el papel, porque se desconoció que era necesario un relacionamiento social y que no podíamos enfocarnos solo en la rentabilidad empresarial y debe ser un gana gana. Este Gobierno tiene una nueva política para precisamente superar el rezago que desde 2019 no se ha superado”.
     
    De hecho, el Decreto 1085 del 2 de julio, en el que se declaró emergencia económica en La Guajira, indica que actualmente existen 17 proyectos de generación de energía renovable en la región. El porcentaje de avance promedio de los proyectos es de 28,81 %; y el porcentaje promedio de desfase de avance de los proyectos es de 54,65%.
     
    El Ministerio asegura en el decreto que solamente dos de los proyectos han cumplido el cronograma trazado en el tiempo y 82% de los proyectos están atrasados. Aquí uno de los más relevantes es Windpeshi, que estaba en manos de Enel pero fue suspendido en mayo por conflictividad social.
     
    “El fracaso de la transición energética en La Guajira deriva en la falta de un mercado que permita la subsistencia de las familias y la comunidad en general”, dice el Decreto. Esto ha afectado al menos 10 proyectos de energías renovables. Para 2031 se espera que 65 parques estén en funcionamiento, estos corresponden a una inversión que puede superar US$ 6.000 millones.
     
    Marco Vera, director del Centro de Estudios de la Energía Renovable y el Agua (Ceera), destaca que las estadísticas de la Agencia Internacional de Energía Renovable (Irena) evidencian que Colombia no ha avanzado en las fuentes renovables.
     
    Según este informe, de 2017 a 2021 las energías renovables crecieron 80%, pero por ejemplo, de 2020 a 2021 solo aumentó 5,4%. “Se tiene el plan de inversiones conforme al plan de subastas en el anterior Gobierno y La Guajira, que ha tenido los inconvenientes. Pero se espera que con los nuevos acuerdos se logre avanzar, sobre todo en sacar adelante el proyecto de transmisión colectora, que va a ayudar a destrabar el desarrollo de los demás proyectos eólicos”.
     
    Vera asegura que esto permitirá avanzar proyectos de energía solar y eólica para Colombia, “no solamente en autogeneración, sino en la masificación de granjas solares. Por ejemplo, en las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) también hay un potencial por desarrollar”.
     
    Las PCH fueron impulsadas en el Plan Nacional de Desarrollo, pues serán consideradas como Fncer para los beneficios tributarios de la Ley 1715.
     
    El pacto por la transición enfrenta retos
    Este pacto pretende destrabar 13% de la generación eólica en esta región y lo firmaron comunidades, autoridades regionales, empresas y la Asociación de Energías Renovables Colombia (SER). La conflictividad social es uno de los desafíos más relevantes. Según Inés Elvira Vesga, socia de Holland & Knight “no se ven en el pacto acciones concretas, parece más un reconocimiento multiparte de la existencia de un conflicto, y se enuncian generalidades que ya están contempladas, comenzando por la Constitución Política como garantía de derechos sociales, económicos y ambientales, participación de las comunidades, inversión social”.
     
    Por Juliana Arenales para LaReública.

  • Implementarán Sistemas Solares Fotovoltaicos en hospitales e instituciones educativas

    Se invertirán más de $80.000 millones y se instalarán cerca de 2.400 paneles solares en el segundo semestre de 2023, dijo el Ministerio.
    La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, anunció que se implementarán Sistemas Solares Fotovoltaicos y medidas de Gestión Eficiente de la Energía en hospitales e instituciones educativas de este departamento del Cesar.
     
    Se espera que con este programa, ejecutado por el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (Fenoge) con apoyo del Ministerio, se beneficie a más de 300 centros educativos y de salud ubicados en las Zonas Más Afectadas por el Conflicto (Zomac), igual que lugares en donde actualmente se despliegan Programas de Desarrollo con Enfoque Territorial (Pdet) y municipios categoría cinco y seis, en los que se priorizan varios municipios con niveles de pobreza extrema y de Necesidades Básicas Insatisfechas.
     
    Con la instalación de estos Sistemas Solares Fotovoltaicos se tendrá una capacidad de 1.200 KWp durante 2023 y cerca de 3.200 KWp durante la vigencia de 2024, generando ahorros energéticos anuales por más de 5 GWh/año en estas edificaciones, lo que equivale a mitigar más de 700 toneladas de CO2 a partir de 2025.
     
    Entre las medidas de Gestión Eficiente de la Energía está la sustitución de bombillas incandescentes por bombillas con tecnología LED, el recambio de neveras ineficientes por neveras nuevas eficientes, la sustitución de aires acondicionados y la adecuación de instalaciones eléctricas internas, con las que se logrará una disminución energética de hasta 30% en las edificaciones beneficiadas.
     
    “Cada vez damos pasos más firmes e importantes para consolidar la transición energética justa en Colombia. Desde el Gobierno del Cambio estamos comprometidos con nuevos programas enfocados en energías renovables, que no solo permitan ahorrar energía eléctrica, sino que también garanticen una vida digna a todos los habitantes de los territorios colombianos”, afirmó Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía.
     
    La jefe de la cartera complementó diciendo que "con una inversión de más de $80.000 millones, instalaremos
    más de 2.400 paneles solares durante el segundo semestre de 2023 y cerca de 6.400 paneles solares durante la vigencia de 2024, en centros educativos y del servicio de la salud en diferentes regiones del país, generando así ahorros superiores a los $4.000 millones en los costos de energía de todas estas edificaciones”.
     
    Por Carolina Salazar para LaRepública.

  • Ingenieros canadienses logran un avance "revolucionario" con el hidrógeno

    Canadá, que ya es uno de los diez principales productores de hidrógeno del mundo, está a la vanguardia del esfuerzo global para desarrollar una economía de hidrógeno sostenible, y un avance reciente puede acercarlo a convertirse en uno de los centros de transición energética más importantes del planeta.
    Canadá alberga más de 100 empresas de tecnología de hidrógeno y pilas de combustible, y una de ellas ha activado un nuevo reactor de hidrógeno único en Hamilton, Ontario, Canadá.  
     
    La empresa canadiense GH Power y su equipo de ingenieros de clase mundial liderados por el director ejecutivo Dave White están trayendo al mundo hidrógeno verde, calor de alta calidad y alúmina verde que se pueden inyectar a la red utilizando tecnología de reactor patentada que depende de solo dos entradas, creando cero residuos y cero emisiones de carbono. 
     
    Se dice que el reactor es el primero de su tipo en funcionar de forma continua,  extrayendo energía de carga básica e hidrógeno de la rápida oxidación del metal en el agua. 
     
    El sistema de Hidrógeno está diseñado para ser modular y escalable y permitir que las microrredes locales suministren soluciones de energía verde confiables y de carga básica en cualquier lugar y en cualquier momento, incluso en las áreas más remotas del mundo.
     
    La reacción es exotérmica y autosostenida, segura, silenciosa y desplegable dentro del último kilómetro del usuario de energía.
     
    Para las ambiciones de Canadá de convertirse en una importante superpotencia del hidrógeno, el reactor, que comenzó las pruebas finales de la Fase II el 23 de junio , y que las operaciones comerciales comenzarán en el cuarto trimestre de 2023 , representa un impresionante paso adelante en el juego del hidrógeno con bajas emisiones de carbono y de alto riesgo. . 
     
    Para GH Power, siete años de investigación y pruebas silenciosas y minuciosas han convertido a la empresa en una innovadora galardonada que espera recompensar a los futuros inversores con cuatro posibles fuentes de ingresos.
     
    ASOCIACIÓN PARA UN FUTURO LIMPIO Y SEGURO
     
    En agosto de 2022, apenas cinco meses después de que Rusia lanzara su guerra contra Ucrania y el uso de la energía como arma pasara a primer plano, Canadá tomó medidas decisivas para acelerar la transición global hacia una energía limpia, firmando una Declaración de Intención Conjunta con Alemania para colaborar en la  exportación  de hidrógeno canadiense limpio a la potencia económica de Europa. 
     
    El acuerdo significa un compromiso para permitir la inversión en proyectos de hidrógeno a través de la armonización de políticas; apoyo al desarrollo de cadenas de suministro seguras de hidrógeno; la creación de un corredor de suministro transatlántico entre Canadá y Alemania; y la exportación de hidrógeno canadiense limpio para 2025.
     
    El singular reactor de hidrógeno de GH Power ha sido un punto focal de esta alianza, y su tecnología ha recibido 2,2 millones de dólares de financiación federal del Consejo Nacional de Investigación de Canadá como parte del compromiso transatlántico con Alemania. El objetivo del premio es apoyar futuras investigaciones sobre la mezcla óptima de combustible para su reactor y el refinamiento final de su alúmina de alta pureza. 
     
    Esta tecnología galardonada es el resultado de siete años de minuciosa investigación realizada por científicos e ingenieros de talla mundial liderados por el director ejecutivo de GH Power, Dave White, un ingeniero veterano en el espacio de generación de energía. En conjunto, el equipo de GH Power tiene más de un siglo de experiencia en generación de energía , diseño, construcción y operación de plantas de energía, refinerías y otras infraestructuras energéticas. 
     
    El ingeniero jefe Ken Steward ha estado diseñando y gestionando plantas de energía térmica y procesos petroquímicos durante más de cuatro décadas en numerosas plantas de energía diferentes en América del Norte. El director de operaciones, Gary Grahn, aporta 25 años de experiencia en energía internacional , incluidos petróleo, gas, minerales, metales y servicios públicos, y el director financiero, Anand Patel, aporta una década de experiencia en mercados de capitales de activos reales, con más de 4 mil millones de dólares en transacciones completadas, incluso para El gigante de las energías renovables Brookfield Asset Management. Finalmente, el director de desarrollo de proyectos, Mike Miller, ofrece más de 35 años de experiencia en infraestructura, capital privado y desarrollo para las principales empresas de la cadena de suministro de energía, como el gigante NextEra Energy. 
     
    "Liberar el potencial del hidrógeno es una parte esencial del plan de nuestro gobierno para un futuro económico sostenible, no sólo por las oportunidades internas de reducción de emisiones sino también por su potencial como oportunidad de exportación: proporcionar energía limpia a países de todo el mundo". dijo el Honorable Jonathan Wilkinson , Ministro de Recursos Naturales, tras la firma del acuerdo de alianza con Alemania. 
     
    “El hidrógeno verde es una clave importante para una economía climáticamente neutra. Debemos buscar decididamente la mitigación del cambio climático para asegurar nuestra prosperidad y libertad. Esto es más importante y urgente que nunca en este momento”, afirmó el vicecanciller alemán, Robert Habeck. “La Alianza del Hidrógeno entre Canadá y Alemania es un hito importante a medida que aceleramos el lanzamiento del hidrógeno verde en el mercado internacional y despejamos el camino para una nueva cooperación transatlántica. Específicamente, nuestro objetivo es construir una cadena de suministro transatlántica de hidrógeno verde. Los primeros envíos de Canadá a Alemania comenzarán ya en 2025”.
     
    En asociación con la Universidad de Carleton, ParteQ de Alemania, proveedor de equipos de separación de partículas, el Consejo Nacional de Investigación de Canadá y la Universidad RWTH de Aquisgrán, el primer reactor de su tipo se encuentra ahora plenamente en el foco mundial del hidrógeno bajo en carbono. 
     
    DENTRO DEL PRIMER REACTOR DE SU TIPO
     
    El hidrógeno producido por la versión modular del reactor de 2MW de GH Power es puro y limpio, con cero emisiones, cero carbono y cero residuos, utilizando sólo 2 insumos (aluminio reciclado y agua). Sólo se requiere una pequeña cantidad de energía para poner en marcha el reactor , después de lo cual se trata de una operación autosostenible que es un generador neto de energía para la red. 
     
    Podría decirse que el hidrógeno sin emisiones de carbono es lo que podría hacer o deshacer los objetivos mundiales de emisiones netas cero. Es la respuesta más cercana que tenemos para combatir los desastrosos impactos del cambio climático. El Consejo del Hidrógeno estima que el hidrógeno representará el 18% de toda la energía entregada a los usuarios finales para 2050, evitando 6 gigatoneladas de emisiones de carbono al año y generando alrededor de 2,5 billones de dólares en ventas anuales (sin mencionar la creación de 30 millones de empleos en todo el mundo). 
     
    Por ahora, la mayor parte del hidrógeno en América del Norte se produce mediante el reformado de gas natural en grandes plantas centrales, un paso importante en la transición energética. Sin embargo, el objetivo final es producir hidrógeno sin generar emisiones de carbono. Ahora, los científicos están intentando avanzar en un proceso llamado "electrólisis" para crear hidrógeno puro y limpio al dividir el agua en hidrógeno puro y oxígeno mediante electrolizadores de alta temperatura. 
     
    Según el Departamento de Energía de EE. UU. (DoE), el costo de producir hidrógeno a partir de energía renovable es de alrededor de 5 dólares por kilogramo, o aproximadamente 3 veces más que producir hidrógeno a partir de gas natural. El Departamento de Energía espera que los miles de millones de dólares que está invirtiendo ahora en I+D reduzcan los costos de producción de hidrógeno en un 80% (hasta un ideal de 1 dólar por kilogramo) dentro de una década.
     
    Según las estimaciones de la empresa, el reactor de GH Power ya es un 60% más barato que producir hidrógeno de lo que estima el Departamento de Energía, y es un productor neto de electricidad para la red. Sus costos de producción de subproductos de alúmina verde también son un 85% más baratos que los procesos más utilizados, como la lixiviación con ácido clorhídrico y la hidrólisis para la producción de alúmina. 
     
    La empresa también ha realizado pruebas exitosas utilizando chatarra de acero (hierro) como otro combustible metálico, lo que proporciona una solución de generación de hidrógeno escalable con costos mucho más bajos, por debajo de 1 dólar por kg de hidrógeno. La chatarra de acero (hierro) es un combustible metálico ampliamente disponible que GH Power está probando.
     
    Alúmina sin carbono: una primicia mundial
     
    El reactor de GH Power produce alúmina verde de alta pureza (HPA), un valioso producto especializado utilizado en varios mercados tecnológicos de alto crecimiento, incluidos semiconductores, productos LED, baterías de iones de litio, teléfonos inteligentes, una multitud de otros dispositivos electrónicos y cerámica industrial.
    Los LED son una industria de alto crecimiento porque son fundamentales para mejorar la eficiencia energética. Las baterías de iones de litio también están experimentando un crecimiento vertiginoso en medio de una transición energética impulsada en gran medida por la adopción generalizada de vehículos eléctricos. La demanda de teléfonos inteligentes y otros dispositivos eléctricos también aumenta continuamente. Todo esto sugiere un crecimiento significativo de la demanda de HPA.
     
    La oferta actual está determinada por procesos de producción que requieren un alto uso de capital. Los proyectos enfrentan problemas de financiamiento como resultado de los altos precios de la energía para la producción, lo que lleva a una escasez de oferta. GH Power parece estar muy bien posicionada para competir en este sector del mercado con sus productos de alúmina verde de bajo coste. 
     
    Créditos de carbono y calor exotérmico
     
    Se trata de una nueva tecnología basada en una economía circular. No solo utiliza insumos reciclables, sino que el calor exotérmico de la reacción también se puede utilizar para generar vapor y agua caliente de alta calidad para aplicaciones industriales.   
     
    Y una vez ampliada, la planta de 27 megavatios de GH Power funcionará a partir de la combustión de gas hidrógeno y capturará la energía del calor exotérmico de la reacción. Este enfoque de ciclo combinado (CHP) se puede agregar a un activo de generación de energía existente que podría reducir significativamente las emisiones de CO2 o se puede utilizar en una aplicación de campo verde, reduciendo así significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas con la generación de energía tradicional con combustibles fósiles.       
     
    Primera generación de ingresos
     
    Se prevé la primera generación de ingresos en el cuarto trimestre, y luego el plan futuro consiste en ampliar la tecnología modular a centrales eléctricas de ciclo combinado mucho más grandes. 
     
    ¿QUÉ SIGUE? AMPLIAR LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA
     
    "La única solución práctica para que la sociedad reduzca las emisiones de carbono es hacer la transición de combustibles 100% fósiles a tecnologías más limpias", y uno de los pasos para abordar esto es mezclar hidrógeno con combustibles fósiles y aumentar el contenido de hidrógeno siempre que sea posible", dice Dave White, director ejecutivo de GH Power e ingeniero veterano en el ámbito de la generación de energía. La tecnología de GH Power es modular y escalable, lo que hace que la configuración de una planta sea muy flexible con la máxima eficiencia y al mismo tiempo cumpla con los requisitos energéticos del cliente. GH Power ha modelado una planta de ciclo combinado de 27 MW y se encuentra en las primeras etapas de planificación con los clientes. 
     
    Otras empresas que buscan competir en la carrera del hidrógeno:
     
    TotalEnergies (NYSE:TTE)no es el tipo de empresa que se compromete a medias con nada, y sus planes de hidrógeno no son diferentes. Estamos hablando de un titán tradicional del petróleo y el gas que apuesta cada vez más por la energía verde, siendo el hidrógeno un actor clave. Este no es sólo un proyecto piloto o una empresa secundaria; Están ahí para convertirse en líderes de la cadena de valor del hidrógeno.
     
    Ahora, cuando una empresa con la influencia de TotalEnergies se toma en serio algo, hay que tomar nota. Están aplicando sus años de experiencia en el sector energético a esta industria naciente, y es bastante emocionante. No sólo están sumergiendo los dedos de los pies en el agua, sino que están haciendo un buceo completo.
     
    Para los inversores, el resultado es simple pero profundo. TotalEnergies ofrece una apuesta equilibrada. Tienen los ingresos tradicionales de los combustibles fósiles para ofrecer estabilidad y una floreciente cartera de energía verde que promete crecimiento. El hidrógeno es una piedra angular de esa cartera, y el agresivo impulso de la compañía en este sector podría ser una bendición para los accionistas.
     
    Chevron (NYSE:CVX) parece haberse tomado muy en serio el viejo dicho "Hazlo a lo grande o vete a casa" cuando se trata de hidrógeno. Se trata de una empresa que analiza todo el panorama del hidrógeno (desde los vehículos de pila de combustible hasta las centrales eléctricas) y piensa: "Podemos hacer algo grande aquí". Y considerando su fuerza financiera, ¿quién puede decir que no pueden?
     
    Lo diferente de los esfuerzos de Chevron en materia de hidrógeno es que no están abandonando sus antiguas raíces; los están aprovechando. Es un enfoque de múltiples capas, que integra el hidrógeno en sus operaciones existentes. Esto es a la vez inteligente y económico, un enfoque más evolutivo que revolucionario.
     
    Inversores, esta es su señal. La profunda participación de Chevron en el hidrógeno no sólo ofrece una porción del pastel verde; promete una panadería completamente nueva. Están utilizando su influencia financiera y su infraestructura existente para dejar una huella significativa en este campo emergente, y eso podría significar retornos sólidos en el futuro.
     
    ¿ExxonMobil (NYSE:XOM) en hidrógeno? Aja, lo escuchaste bien. Puede que lleguen tarde, pero no se quedan atrás. El plan aquí es meticuloso y utiliza su ya extensa infraestructura para aprovechar este mercado en crecimiento. Es un golpe maestro que añade otra capa a su cartera de energía sin empezar de cero.
     
    Claro, ExxonMobil no abandonará el petróleo y el gas en el corto plazo. Pero aquí está el truco: no es necesario. Buscan ser los integradores inteligentes, las personas que puedan combinar lo antiguo con lo nuevo a la perfección. Si lo logran, es como tener su pastel y comérselo también.
     
    Para quienes tienen la vista puesta en inversiones a largo plazo, la incursión de ExxonMobil en el hidrógeno ofrece algo tentador: una combinación de la estabilidad de las fuentes de combustible tradicionales y el potencial de crecimiento de la energía renovable. En un mercado energético en evolución, ese podría ser un punto óptimo para muchos inversores.
     
    El juego de Equinor ASA (NYSE:EQNR) en el hidrógeno tiene un carácter distintivo. Piense en ello como si los noruegos estuvieran haciendo lo que mejor saben hacer: predicar con el ejemplo en sostenibilidad. Sí, estamos ante una empresa que pretende integrar plenamente el hidrógeno en la transición energética de Europa. Tienen proyectos centrados no sólo en la producción de hidrógeno, sino también en la captura y almacenamiento de carbono.
     
    Puedes pensar en Equinor como una especie de maestro de los rompecabezas. Su talento reside en unir los numerosos elementos de la economía del hidrógeno en un todo coherente. Y bueno, tienen el estilo escandinavo para la eficiencia y la sostenibilidad.
     
    Para los inversores que desean algo un poco más internacional, Equinor presenta una opción tentadora. Esta es una empresa que tiene en sus manos varios tarros de galletas (desde petróleo y gas hasta energía eólica) y ahora se está sumergiendo profundamente en el hidrógeno. Es una jugada completa en un mercado energético que se está volviendo cada vez más complejo.
     
    La historia del hidrógeno de Eni SpA (NYSE:E) está intrínsecamente ligada a la transición energética de Italia. Eni, una empresa profundamente arraigada en la industria del petróleo y el gas, está dando pasos audaces hacia el hidrógeno. Sus recientes asociaciones tienen como objetivo desarrollar la producción de hidrógeno a partir de fuentes de energía renovables, y ya están inmersos en proyectos europeos destinados a crear valles de hidrógeno.
     
    Lo que distingue a Eni es su claro enfoque en las asociaciones y la colaboración. No lo harán solos; están reclutando instituciones académicas, empresas tecnológicas y gobiernos en su esfuerzo por el hidrógeno. Es un enfoque ecosistémico integral, que podría ser su fórmula ganadora.
     
    Ahora bien, ¿por qué un inversor debería entusiasmarse con Eni? Bueno, estamos hablando de una empresa que está tomando todas las medidas adecuadas para garantizar que siga siendo un actor clave en el panorama energético del futuro. Su diversificación hacia el hidrógeno es más que una aventura: es un compromiso a largo plazo que podría generar retornos sólidos.
     
    Dow Inc. (NYSE:DOW) aporta una perspectiva única al mundo del hidrógeno. Para ellos no se trata sólo de producción de energía; también se trata de aplicaciones industriales. Dow está interesada en utilizar hidrógeno como materia prima en sus procesos de fabricación de productos químicos, lo cual es una forma bastante inteligente de matar dos pájaros de un tiro: reducir su huella de carbono y promover el uso de hidrógeno.
     
    Los inversores deberían tomar nota del enfoque múltiple de Dow. No son sólo consumidores de hidrógeno; son facilitadores. Este doble papel hace que su participación en la economía del hidrógeno sea distinta e impactante. Tienen el músculo y la motivación para ser influencers en este sector.
     
    Entonces, ¿dónde deja esto al inversor? Con Dow, usted respalda a una empresa que es más que un simple espectador en el juego del hidrógeno. Son un jugador importante con piel en el juego. A medida que el hidrógeno se vuelve cada vez más vital para aplicaciones energéticas e industriales, las acciones de Dow podrían aumentar.
     
    Honeywell International Inc. (NYSE:HON) no es sólo un espectador en el juego del hidrógeno; es un facilitador. Con una rica trayectoria en el desarrollo de tecnologías para una variedad de industrias, Honeywell ve el hidrógeno como una extensión natural de sus operaciones existentes. Estamos hablando de tecnología de producción de hidrógeno, soluciones de almacenamiento e incluso sistemas de seguridad personalizados para aplicaciones de hidrógeno.
     
    Si cree que esto suena como una ventanilla única de hidrógeno, no se equivoca. Honeywell está elaborando un enfoque integrado que hace que la adopción del hidrógeno sea más sencilla y eficiente para todos los demás. Ellos son los arquitectos que construyen el marco sobre el que podría sustentarse la economía del hidrógeno.
     
    Para los inversores, Honeywell representa una inversión en la columna vertebral de la floreciente economía del hidrógeno. Es una forma de apostar no sólo por una empresa, sino por el éxito del hidrógeno en su conjunto. Su participación intersectorial proporciona un juego de hidrógeno diversificado al que vale la pena prestarle atención.
     
    NextEra Energy, Inc. (NYSE:NEE) es importante en energía eólica y solar, pero no pasemos por alto su agenda del hidrógeno. Recientemente han iniciado proyectos piloto para producir hidrógeno a partir de energía solar, un método de lo más ecológico posible. Se trata de la firma que apuesta por que el hidrógeno será el compañero perfecto de las fuentes de energía renovables, aportando almacenamiento y versatilidad.
     
    Es como si hubieran puesto sus oídos en el suelo, escuchado los rumores de la revolución del hidrógeno verde y decidido que necesitan una parte de esa acción. Puede que sus proyectos piloto sean ahora de pequeña escala, pero las implicaciones podrían ser enormes. No sólo están incursionando en el hidrógeno; están conectando los puntos entre diferentes fuentes renovables.
     
    Si es un inversor que busca una cartera diversificada de energía renovable, NextEra es donde está la acción. Ya son una potencia en energías renovables y sus proyectos de hidrógeno podrían agregar otra capa de potencial de crecimiento. Es el tipo de apuesta de varios niveles que podría dar grandes frutos.
     
    Dominion Energy Inc. (NYSE:D)se está haciendo un hueco en la economía del hidrógeno centrándose en soluciones limpias de hidrógeno. Están tomando su experiencia en servicios públicos y aplicándola a la producción, almacenamiento y distribución de hidrógeno , creando una oferta integrada de extremo a extremo que no es fácil de conseguir.
     
    Aquí está el truco: Dominion no sólo considera el hidrógeno como un complemento; lo consideran una pieza fundamental de una estrategia más amplia de energía limpia. Tienen proyectos centrados en utilizar el exceso de energía renovable para producir hidrógeno, creando una relación sinérgica entre dos de los sectores más populares en energía limpia.
     
    Entonces, ¿por qué debería importarle esto a un inversor? Dominion es un excelente ejemplo de una empresa de servicios públicos establecida que se inclina hacia el futuro. Al adoptar el hidrógeno, Dominion se está posicionando como líder en lo que podría convertirse en uno de los cambios más transformadores en el panorama energético. Es como apostar por un atleta experimentado que ha encontrado un segundo aire.
     
    PG&E Corporation (NYSE:PCG)ha tenido algunos desafíos, pero no pase por alto su incursión en el hidrógeno. Han estado trabajando para integrar el hidrógeno en la escena de energía renovable de California, lo cual no es poca cosa. La compañía está explorando proyectos para aprovechar la energía eólica y solar para la producción de hidrógeno, tejiendo efectivamente un tapiz de energía sostenible difícil de rivalizar.
     
    Lo intrigante de PG&E es cómo están aprovechando su infraestructura existente. La compañía está investigando la posibilidad de mezclar hidrógeno en gasoductos, lo que podría cambiar las reglas del juego. Es como si estuvieran jugando ajedrez en 3D mientras el resto de nosotros todavía estamos descubriendo las damas.
     
    Desde una perspectiva de inversión, la participación de PG&E en el hidrógeno es digna de mención. Esta es una empresa que busca redefinirse y salir fortalecida de sus reveses pasados. Sus iniciativas de hidrógeno ofrecen un vistazo a un futuro más resiliente y diversificado, ofreciendo potencialmente a los inversores una oportunidad tanto de redención como de crecimiento.
     
    Por. James Stafford
     

  • Inician pruebas en parque solar de Enel en Magdalena

    Este recinto cuenta con un avance constructivo del 65 %, en promedio, y una inversión cercana a los US$109 millones.
    Con la entrega del primer kilovatio de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN), el parque solar Fundación, que cuenta con un avance constructivo cercano al 65 %, inició su fase de pruebas para entrar en operación plena en los próximos meses.
     
    De esta forma, Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, energizó la subestación elevadora Caraballo de 110 kilovoltios y dio inicio al período de pruebas del proyecto, uno de los pasos previos para alcanzar su entrada en operación comercial. 
     
    El proyecto cuenta con una inversión cercana a los US$109 millones, y contempla la instalación de más de 244.800 paneles solares en un terreno de 237 hectáreas. Este parque solar, uno de los 11 proyectos adjudicados en la tercera subasta de contratos de largo plazo convocada por el Ministerio de Minas y Energía en 2021, permitirá suplir las necesidades energéticas de cerca de 380.000 personas. 
     
    Como producto de estas obras ya se han generado más de 1.500 empleos en esta región del país, que, según la compañía, habilita el progreso con energía sostenible, pues además de producir energía limpia y no contaminante, aporta al desarrollo social, ambiental y económico del territorio.  
     
    Asimismo, en la iniciativa ya se han formado 30 mujeres de la población de Pivijay para el montaje de los paneles solares, de las cuales 22 han trabajado en la construcción de este proyecto, que será el primero para Enel Colombia en el cual se utiliza la tecnología string inverters, que distribuye de una mejor forma la potencia, haciendo óptimo el proceso de producción de electricidad limpia.
     
    Además, los paneles bifaciales maximizarán la eficiencia de la nueva infraestructura, aprovechando la radiación solar en mayor magnitud.  
     
    El transformador del proyecto, que tiene un peso de 80 toneladas, llegó al país proveniente de China.
     
    Por Portafolio

  • Invertir en energía limpia, mensaje de Petro a empresarios españoles

    El presidente de Colombia, Gustavo Petro, invitó a las empresas españolas, este jueves 4 de mayo, a aprovechar el "beneficio mutuo" que podría generarse de invertir en energías limpias en el país.
    El mandatario colombiano se dirigió a una sala repleta de empresarios en el encuentro empresarial Colombia - España celebrado en la sede de la Confederación Española de Organizaciones Empresariales (Ceoe), donde también participó el ministro español de Industria, Comercio y Turismo, Héctor Gómez.
     
    Petro mostró su esperanza en que la huella de carbono se convierta en un criterio dentro del comercio mundial, un cambio que cree que podría beneficiar a Colombia y América del Sur.
     
    "Se abre otro panorama, no tendríamos solo una matriz de energía limpia, que ya tenemos, sino que podríamos producir si la competencia del comercio mundial se rige por la huella de carbono", estimó el presidente colombiano, quien se encuentra de visita de Estado en España.
     
    El mandatario consideró que este cambio de criterio "es una necesidad" y que si se lograra, "los productos hechos en Colombia y en América del Sur tendrían una enorme ventaja".
     
    "Sería una oportunidad para nosotros y puede serlo para con quien se haga la alianza", sugirió Petro, quien recordó que España tiene más relación con América del Sur que otros países.
     
    "Ustedes tienen más relación, una historia, buena, mala o lo que sea, pero una historia", incidió el mandatario, quien invitó a los empresarios españoles a "apreciar esta nueva realidad" productiva.
     
    Ventajas energéticas de Colombia y América del Sur
     
    El colombiano reivindicó las "ventajas" energéticas que tanto su país como el resto de la región suramericana pueden tener en la producción de energía verde y subrayó que existe "una posibilidad hacia adelante, una nueva fase" en el modelo energético.
     
    "Podemos hacer el hidrógeno verde, si se tiene Sol, agua y viento cerca y en Colombia está todo junto", insistió.
     
    Aseguró que el país puede producir este vector energético "de manera más barata" que otros países y que además los productos producidos en Colombia tendrían una huella de carbono menor.
     
    Petro tomó el ejemplo del lápiz que usó para tomar notas para explicar que si se hubiera producido en Colombia "la huella de carbono habría sido muy baja".
     
    "Si se hace en España es mucho mayor y si se hace en Alemania es mucho mayor que en España, y en Estados Unidos mucho mayor que en Alemania y en China, que es donde se hizo, muchísimo más alta que en Estados Unidos", desarrolló.
     
    Por todo ello, deseó que las sugerencias de la COP (la Cumbre por el Clima) se tomen como normas en el comercio mundial, algo que haría "mucho más competitiva" a Colombia.
     
    "Las reglas de la Organización Mundial del Comercio y de la COP tienen que converger, si las sugerencias se convirtieran en normas, cambiaría el panorama", analizó. 
     
    Un tema que debatir en la cumbre Celac - UE
     
    Petro consideró que estos temas deberían ser parte "central" en la próxima cumbre entre los países de la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (Celac) y los de la Unión Europea (UE), que se celebrará en Bruselas del 17 al 18 de julio bajo la presidencia española de la UE.
     
    Dicha presidencia supondría, según el mandatario, un posible espaldarazo para promover esta agenda entre ambas regiones.
     
    España tiene "uno de los papeles más importantes con América Latina dentro de la Unión Europea: ustedes la entienden, la han vivido, no somos lo mismo, pero somos parecidos, hay una oportunidad, para ustedes y para nosotros".
     
    Petro precisó además que en este momento de la historia esta relación sea horizontal: "Debe vivirse como una sociedad, no como una obligación como en el pasado".
     
    Por EFE para Portafolio

  • Junta Directiva de Grupo EPM llega a acuerdo para entregar el parque eólico Jepírachi

    La Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la resolución 060 de 2019 en la que exigió unas condiciones técnicas para el Parque.
    La Junta Directiva de EPM llegó a un acuerdo con el Gobierno Nacional para explorar una alianza público-popular que permita que el parque eólico Jepírachi sea entregado al Gobierno Nacional, para que se constituya como la primera comunidad energética del país en La Guajira.
     
    Agregaron que para que se pueda materializar esta comunidad energética, se requieren ajustes regulatorios y la definición de un modelo empresarial por parte del Gobierno Nacional. "EPM viene entregando al Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (Fenoge) la información requerida para el respectivo análisis de viabilidad de la propuesta", aseguraron.
     
    En caso de materializarse la propuesta, EPM entregaría al Gobierno Nacional el parque eólico en condiciones óptimas de operación, para que las comunidades continúen beneficiándose de la energía que se genere y capacitaría a las personas que defina el Gobierno Nacional para la operación del Parque.
     
    La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) expidió la resolución 060 de 2019 en la que exigió unas condiciones técnicas que el Parque, por su tecnología actual, no cumple. "Por esta razón, EPM desde 2020 ha venido avanzando en el proceso de desmantelamiento del Parque, con el objetivo de cumplir la norma vigente y culminar su operación el 9 de octubre de 2023", dice el documento. Una vez se tengan las definiciones para la creación de la comunidad energética, EPM junto al Gobierno Nacional informará las condiciones para la implementación de la comunidad.
     
    El parque eólico Jepírachi es un proyecto piloto que inició su operación en 2004, fue construido entre 2002 y 2003, se inauguró el 21 de diciembre de 2003 e inició operación plena en abril de 2004. Desde sus inicios hasta hoy, se ha concebido como un proyecto piloto experimental y como un laboratorio privilegiado para la investigación y el conocimiento de la tecnología eólica, su desempeño en un territorio como la Guajira y el relacionamiento con la comunidad indígena wayuu.
     
    Por Alejandra Rico para LaRepública.
     

  • La compañía Drummond iniciará en agosto construcción de proyecto de energía solar

    La organización está esperando la vía libre para aumentar la producción de gas asociado con carbón, juntos con otros prospectos.
    A pesar de la ley minera que quiere aprobar este Gobierno y algunas preocupaciones por las fuertes lluvias, paros e incluso la reforma tributaria que se aprobó el año pasado, Drummond espera aumentar 30% su producción de carbón y totalizar 30 millones de toneladas a finales de este año. José Miguel Linares, presidente de Drummond Colombia, comentó a LR sus preocupaciones por el gremio y sus expectativas a futuro, en donde contemplan inversiones en energías renovables.
     
    ¿Cómo les fue en términos de producción al cierre del primer trimestre?
     
    Tuvimos una buena producción. No fue tan fácil porque hubo, especialmente al comienzo del trimestre, fuertes lluvias, pero en general vamos bien.
     
    ¿Cómo les pegó la reforma tributaria que se aprobó el año pasado?
     
    Tiene algunos elementos que son preocupantes y específicamente para esta industria. El de la no deducibilidad de las regalías y la sobretasa de 5% y 10%.
     
    El de la no deducibilidad es lo que más duro nos puede llegar a impactar, sobre todo en un escenario donde los precios del carbón vuelvan a los niveles que tuvimos hace algunos años, pues la mayoría de las compañías aquí en Colombia vamos a ver pérdidas.
     
    ¿En qué va el desarrollo de proyectos de energía solar en alianza con EDF Renewables? ¿Tienen en carpeta otro?
     
    Nosotros estamos por sacar adelante un proyecto de energía solar, empezaremos la construcción en agosto.
     
    ¿Cuántas toneladas exportaron el año pasado y a qué países? ¿Hay planes de agregar alguno nuevo?
     
    Estamos exportando a alrededor de 20 países. Lo importante es consolidar esos mercados y en algunos de esos encontrar la oportunidad de aumentarlos. Sin embargo, siempre estamos pendientes en nuevas oportunidades, especialmente en el continente asiático.
     
    ¿Qué cree que debe tener la nueva ley minera que quiere promover este Gobierno?
     
    Un eje fundamental de la ley minera es el respeto de los derechos adquiridos de los contratos que hay en ejecución de las prórrogas.
     
    Eso es fundamental. También, es muy importante buscar incentivos para atraer nuevos inversionistas, nuevas empresas o para que las empresas que ya estamos invirtiendo en Colombia aumentemos nuestras inversiones.
     
    ¿Cómo va la producción de gas asociado a mantos de carbón?
     
    Esa producción se mantiene estable. Dentro de lo que habíamos hecho dada toda la controversia de lo que habíamos hecho, hemos podido mantenerlo.
     
    Estamos esperando que nos den vía libre para aumentar esa producción y también venimos trabajando a través de Drummond Energy en otros prospectos de gas ya de los convencionales.
     
    ¿Cómo va la extracción en la mina El Corozo?
     
    Va bien, avanzando dentro de lo presupuestado. Algunas personas piensan que no hemos aumentado la producción, pero nosotros siempre hemos querido mantener un balance, que están dado no solamente por la parte operativa, sino comercial.
     
    Nosotros producimos más o menos 70% en El Descanso y 30% en lo que es el complejo de la Loma, Descanso Sur y el Corozo. La producción más importante es en la Loma que es el primer contrato y ya estamos casi por agotar, en algunos pocos años, las reservas de este contrato.
     
    Por María Almario para LaRepública.
     

  • La disparatada transición energética

    La conferencia sobre acumulación de capital y cambio climático, pronunciada por Petro en Stanford, sería simple motivo de hilaridad si no fuera porque ese tipo es el presidente y esas disparatadas ideas son el fundamento de “su” transición energética, que nos llevará al deterioro de la cuenta corriente, la reducción de recursos fiscales, la pérdida de independencia energética y al racionamiento de electricidad. 
    La idea de que Colombia - que contribuye con 0,3% al PIB mundial y aporta 0,2% de gases de efecto invernadero (GEI) – pueda liderar la lucha contra el cambio climático es definitivamente delirante. La economía colombiana toda podría desaparecer mañana y eso no tendría efecto alguno en el “calentamiento global”.
     
    El 50% de los GEI proviene del sector agropecuario, 17% del transporte, 8% de los residuos y 5% de procesos industriales. El restante 20% corresponde al sector energético y se distribuye así: 8% actividades extractivas, 6% refinación y 6% generación térmica.
     
    Curiosamente, la lucha encarnizada del gobierno contra el cambio climático está centrada en las actividades responsables del 20% de las emisiones, no en las causantes del 80%; con el agravante de que es allí donde se tienen los efectos colaterales más destructivos.
     
    Ya se tomó la decisión de suspender la exploración de nuevos yacimientos y se aprobó la prohibición del fracking. Esto conducirá, en el mediano plazo, a la declinación de la producción, a la pérdida de ingresos por exportaciones y a drástica reducción de recursos fiscales. A más largo plazo, Colombia se convertirá en importador neto de hidrocarburos.
     
    A pesar de que el sector eléctrico es responsable de 6% de las emisiones, por la generación térmica de respaldo, absurdamente, desde el gobierno de Duque, se le asignó la responsabilidad de hacer la transición energética. Para ello se montaron subastas de energías renovables no convencionales (ERNC) – eólica y solar - en las que los comercializadores debían participar obligatoriamente para cubrir el 10% de su demanda con una energía más costosa y carente de firmeza. De paso, se le quebró el espinazo a la neutralidad tecnológica de la regulación y al deber de los comercializadores de abastecer su mercado al mínimo costo.
     
    Hasta el momento la transición energética – o, mejor, transición eléctrica – es una promesa: las ERNC son 2% de la capacidad y menos de 1% de la generación. Si en 2023 y 2024 entraran los 2.660 MW en construcción, la matriz de generación sería ligeramente más limpia, menos firme y mucho más costosa. Probablemente esto solo ocurrirá en 2026, por el atraso en la transmisión, lo que pone al país en riesgo de racionamiento.
     
    El 63% de la electricidad del mundo proviene de fuentes térmicas; en Europa es 44%, 39% en América Latina y 27% en Colombia. Sin un componente térmico importante, los sistemas hidráulicos y de ERNC serían muy costosos y faltos de firmeza.
     
    ¡Cómo hacerle entender a la gente que hoy manda en el sector eléctrico que la generación térmica no existe por el puro afán de contaminar!.
     
    Por Luis Guillermo Vélez Álvarez para El Colombiano.

  • La energía eólica y solar generarán el 33% de la energía mundial para 2030

    La generación de energía eólica y solar continuará aumentando hasta el punto de representar más de un tercio de la electricidad mundial para 2030, frente al 12% actual, según un nuevo análisis del Rocky Mountain Institute (RMI), una organización sin fines de lucro centrada en la transición energética.
    El aumento esperado en energía eólica y solar pone al sistema de energía global en camino para el ambicioso camino de cero emisiones netas de la AIE, dijo RMI en la investigación realizada en asociación con el Fondo Terrestre Bezos.
     
    Según los pronósticos, el aumento de las energías renovables haría que la energía solar y eólica generaran entre 12,000 y 14,000 teravatios-hora (TWh) para 2030. Esto sería de 3 a 4 veces mayor en comparación con los niveles de 2022, y también superaría los recientes llamamientos antes de la cumbre climática COP28 para triplicar la capacidad mundial de energía renovable para 2030, dijo RMI.
     
    Se espera que las disminuciones de costos que la energía eólica y solar han logrado en los últimos 10 años continúen con la energía solar y eólica reduciendo aproximadamente a la mitad su precio nuevamente para 2030. El análisis de RMI pronostica que los precios de la energía solar se reducirán aproximadamente a la mitad nuevamente para 2030, cayendo a tan solo $ 20 por megavatio-hora (MWh) para la energía solar, en comparación con más de $ 40 por MWh ahora.
     
    El mes pasado, la Agencia Internacional de Energía (AIE) dijo en un informe que se espera que la crisis energética en Europa, la Ley de Reducción de la Inflación en los Estados Unidos y la fuerte expansión continua de las instalaciones de energía verde en China contribuyan al mayor aumento de la historia en las adiciones de capacidad de energía renovable este año.
     
    A nivel mundial, se espera que las nuevas instalaciones de capacidad de energía renovable aumenten a 440 gigavatios (GW) este año, un aumento de 107 GW año con año y el mayor aumento en la nueva capacidad jamás visto, dijo la AIE en su informe. Las adiciones de energía solar fotovoltaica (PV) representarán dos tercios del aumento de la capacidad de energía renovable este año.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com

  • La generación de energías renovables creció 9% en el mundo durante 2016

    La generación global de energía renovable en 2016 alcanzó los 2.017 Gw, y llegó a un nuevo récord en la capacidad instalada que marcó un nuevo récord con 161 gigavatios (GW).

     
     
     
    Proyecto Solar de Celsia en Yumbo - Foto CortesiaProyecto Solar de Celsia en Yumbo - Foto CortesiaLa generación global de energía renovable en 2016 se incrementó casi 9% con respecto a 2015 al alcanzar los 2.017 Gw, además de alcanzar un nuevo récord en la capacidad instalada que marcó un nuevo récord con 161 gigavatios (GW) y con menor inversión por la baja de costos.
     
    Así lo resaltó el reporte anual de REN21 sobre la “Situación mundial de las energías renovables” (GSR por sus siglas en inglés), que recoge el panorama anual con respecto a la situación de este tipo de energías sustentables.
     
    La energía solar fotovoltaica representa casi 47% de la capacidad añadida, seguida por la energía eólica con un 34% y de la energía hidráulica con un 15,5%.
     
    No obstante, la organización REN21 alertó que “la transición energética no está sucediendo lo suficientemente rápido como para alcanzar las metas del acuerdo en París”, y en materia de energías aseveró que “los subsidios a los combustibles fósiles y a la energía nuclear en todo el mundo siguen superando de manera dramática a aquellos otorgados a las tecnologías renovables”.
     
    “Hacia finales de 2016, más de 50 países se habían comprometido a eliminar gradualmente los subsidios a los combustibles fósiles y, aunque es verdad que se hicieron algunas reformas, no fue suficiente”, aseveró el trabajo.
     
    Al mismo tiempo que crece el interés en el desarrollo de estas nuevas fuentes de generación, la industria logra cada año bajar sus costos por Gw instalados, y así el récord en capacidad de energía con 161 GW añadidos se logró con un 23% menos inversión hasta los 241.000 millones de dólar.
     
    TELAM.COM.AR

  • La propuesta de Ocampo para la transición energética en el país

    El último informe de recursos y reservas presentado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), con corte al 2022, evidenció una caída en la autosuficiencia del petróleo y el gas al ubicar el índice de vida de las reservas en 7,5 años y en 7,2, respectivamente.
    Los resultados del reporte abrieron nuevamente la puerta al debate que gira en torno a la asignación de nuevos contratos de exploración en el país y una de las voces que se ha pronunciado sobre el tema es la del exministro de Hacienda, José Antonio Ocampo.
     
    Recientemente, en una columna de opinión publicada en el diario EL TIEMPO, el ex titular de la cartera se refirió a la urgencia de dar a conocer un plan de transición energética integral y como este no debería estar enfocado en frenar las exploraciones y la producción de petróleo y gas.
     
    El papel de los hidrocarburos en la transición
    De acuerdo con Ocampo, en el caso del crudo, “la disponibilidad de reservas es esencial para garantizar una transición exportadora y fiscal exitosa”.
     
    El ex ministro explica que, en lo que se refiere a las exportaciones, la falta de nuevas exploraciones podría generar un problema a futuro al impactar en la balanza de pagos, “ya que no es posible una diversificación exportadora tan acelerada”.
     
    “Para nuestra empresa petrolera, los recursos se necesitan para invertir en la producción de hidrógeno verde, en la cual el país tiene grandes potencialidades”, destacó.
     
    Asimismo, apuntó que el dejar de producir y exportar petróleo por parte de Colombia no tendría una contribución significativa en la mitigación del cambio climático global.
     
    “La principal contribución que puede hacer el país para mitigar el cambio climático no está en este campo, sino en frenar la deforestación e, incluso, en acelerar la reconversión del parque automotor, tema en el cual no existe realmente un plan nacional y es urgente diseñarlo”, dijo.
     
    "La transición no debe enfocarse en frenar la exploración y producción de petróleo y gas"
     
    En cuanto al gas, Ocampo señaló que el principal objetivo debe enfocarse en buscar la autosuficiencia nacional. Sin embargo, con las reservas actuales esto podría no lograrse en su totalidad, destacando que estas podrían aumentar si los descubrimientos en el mar abierto en el Caribe se convirtieran en reservas probadas.
     
    El exministro también se refirió al rol que este hidrocarburo podría jugar en la reconversión de las termoeléctricas de carbón y en la transición energética del sector transporte.
     
    Por otro lado, Ocampo también habló sobre el problema que significa el retraso de varios proyectos de generación de energía, así como del potencial con el que cuenta Colombia en el desarrollo de la minería de cobre, teniendo en cuenta que este es uno de los metales estratégicos para la transición energética mundial.
     
    “La transición energética colombiana no debe estar enfocada, por lo tanto, en frenar las exploraciones y producción de petróleo y gas, sino a combatir la deforestación, garantizar la aprobación expedita de los permisos para la generación de energía eléctrica limpia, diseñar la reconversión del parque automotor y apoyar la producción de cobre”, concluyó Ocampo.
     
    Por Portafolio

  • La transición energética no debe concentrarse solo en proyectos eólicos y solares

    Las panelistas de la primera conversación en el Foro LR-EPM enumeraron los retos que tiene que enfrentar Colombia para lograr la transición.
    Durante el primer panel del Foro LR, en alianza con Grupo EPM, Desafíos de la transición energética y economía circular, los expertos señalaron desde Medellín cuáles son esos retos que debe superar el país para alcanzar la transición energética.
     
    Uno de ellos está relacionado con la viabilidad de los proyectos. Esto significa que debe haber un cambio de percepción pues hay una amplia diversidad de proyectos de energía limpia que sólo son posibles en zonas recónditas del país y que a veces no avanzan por la comunidad o porque no se logra la rentabilidad de la inversión.
     
    Ana Milena Joya, vicepresidente sostenibilidad y estrategia EPM, destacó que la transición energética no puede entenderse solo como eólica y solar y pidió revisar la realidad que vive Colombia. "No podemos desde lo técnico permitir que la transición energética sea solo eólica y solar. Tenemos que permitir y garantizar la viabilidad de otros proyectos", indicó.
     
    "Necesitamos tener un portafolio como país que se acoja a nuestro país y aún con esa condiciones de respeto a la naturaleza y a las comunidades, podamos ejecutar proyectos económicamente viables que hagan realidad esa transición y que contemple la biodiversidad del país", agregó Joya.
     
    Ana Cristina Rendón, gerente Fise Colombia, destacó que el tema de disminuir los combustibles fósiles es una tarea que no solo debe centrarse en políticas públicas y acciones de la empresa privada, sino que también debe considerar al consumidor final, enfatizó que los actores en este sector no pueden desestimar el cambio de cultura del consumidor final que ahora tiene nuevos hábitos como movilizarse en un auto eléctrico, por ejemplo.
     
    "La transición es un cambio en todos los procesos. En el sector eléctrico está muy dirigido a tener pocos activos de generación en los que se usan los combustibles fósiles. Tenemos que vivir esa transición dependiendo y muy adaptada a nuestros sistemas", indicó.
     
    Rendón precisó que Colombia tiene 31% de generación térmica y solo una parte de esa generación se logra con combustibles fósiles. "Ese cambio es un proceso que tenemos que revisar con base en nuestras capacidades de país y en nuestras reglas. En este momento, tenemos 3.000 megavatios renovables en proyectos de energía limpia para ir reemplazando el lugar de la energía térmica", destacó.
     
    La gerente de Fise Colombia agregó que el potencial que tiene Colombia en energía limpia se debe ver en los registros de proyectos que tiene la Upme en la actualidad. "En energía solar, hay un potencial de 11.000 MW, hay otros 8.000 MW en proyectos eólicos, y 1.800 MwWen hidro. De los demás hay muy pocos solo unos 43 MW. Eso hace que nos volquemos más hacia lo eólico y solar", indicó.
     
    Joya agregó que la transición es un trabajo donde todos deben estar comprometidos. "No es la primera transición que hay en el mundo. No es una cosa de un gobierno o de una gestión de turno. Las tuvimos con las máquinas a vapor o con la leña. Es un proceso y la gran motivación que debemos tener es que debemos disminuir los gases de efecto invernadero, GEI", señaló.
     
    Sobre cómo podemos medir qué tantos avances tenemos en este tema, Joya resaltó que a pesar de que hay infinitos rankings e indicadores, solo hay una métrica válida en este tema. "La única métrica que realmente revelaría cómo vamos, es medir y conocer cuántas toneladas de CO2 equivalentes en esos cambios de generación de energía estamos dejando de emitir", expresó.
     
    Joya destacó que Colombia ya emitió un compromiso claro a 2030 de reducir en 51% sus emisiones. "Colombia emite alrededor de 300 millones de toneladas de CO2 equivalentes y el 30% corresponde al sector de energía. En el caso del Grupo EPM, generamos 2,5 millones de CO2 equivalentes y ya la compañía declaró que vamos a hacer carbono neutro en 2025", dijo.
     
    Para María Alejandra González Pérez, jefe del programa maestría en sostenibilidad Universidad Eafit, lo que hay que considerar cuando se habla de transición es el trilema energético.
     
    "Para los diferentes actores que generan, almacenan, transporten o usen energía el trilema es que necesitamos energía que sea accesible, segura y que sea diversificada. Estamos buscando que ojalá haya un balance entre los tres, el trilema que hay es que hay que renunciar a uno de los dos, pero a cuál escogemos, cómo decidimos, como consumidores o como generadores", indicó González, quien advirtió que se está "endemoniando a ciertos actores en esta cadena y no debe ser así".
     
    Sobre el tiempo que le costará a Colombia consolidar la transición energética, González dijo: "Tenemos una obligación y unos compromisos que hemos adquirido a nivel internacional y por los que se está trabajando. Por eso es lo que estamos planteando hoy, para alcanzar esos compromisos. Esto depende de la manera en que queremos habilitar las cosa, existe la legislación, ¿Qué más debe existir para cumplir el objetivo? Hay que definir desde el papel de consumidores o generadores en qué momento lo hacemos".
     
    Joya destacó durante la conversación que la matriz de la organización es altamente renovable y que es por eso que han venido midiendo la línea de sus emisiones. "Estamos ahora revisando con el Icontec toda nuestra certificación. Cuando uno tiene esa contabilidad y esa métrica, y esto es una invitación para todos nuestros proveedores, es relativamente sencillo garantizar con soportes que la energía nuestra es limpia", puntualizó.
     
    Rendón advirtió que en un análisis hecho por el Foro Económico Mundial destacaron que les preocupa lo lento que va la transición energética en los países latinoamericanos, a pesar de que Brasil y Uruguay están liderando y haciendo muy bien la tarea, sobre todo Uruguay donde hay proyectos de plantas de hidrógeno.
     
    "Lo que llama la atención es que en el FEM estaban sorprendidos porque veían muy lenta la transición energética en los países latinoamericanos. Colombia y México se atrasaron, por ejemplo, en ese ranking Colombia pasó de la posición 29 a la 39; y México pasó de la casilla 52 a la 68. Hay que copiar iniciativas exitosas, pero hay que ejecutar", dijo Rendón.
     
    Gas natural y su papel en la transición
     
    Durante este panel, que fue moderado por Jaime Arenas Plata, director del Clúster Energía Sostenible Cámara de Comercio de Medellín, también se habló del gas como elemento fundamental para lograr la transición energética.
     
    "Hemos tenido algunos inconvenientes con el suministro, abastecimiento y transporte del gas y es un elemento clave porque al hablar de la transición tenemos que pensar también en movilidad y ahí el gas es clave, porque ayuda a no solo las emisiones sino a la contaminación de las partículas por la calidad de aire. Tenemos que habilitar que la matriz de movilidad no solo tenga en cuenta el gas, sino también el hidrógeno", dijo Joya.
     
    Rendón agregó que el país está retrasado en el tema de exploración de gas y que ese es el gran reto, especialmente cuando vienen otros temas como el hidrógeno. "El gas lo viabilizó la generación térmica, porque el consumo de gas con un generador de 300 MW, que utiliza este insumo, es demasiado grande. Eso dio una señal económica, medio perversa al inversionista, porque obviamente no había incentivos para explorar gas porque nuestras plantas térmicas no generaban casi. Hay que estimular la inversión o que se vea atractiva para la exploración y comercialización", comentó.
     
    La gerente de Fise Colombia agregó el país no tiene mucho gas. "Podemos tener, pero nunca se tuvo el interés de exploración. Además de toda la política pública que hemos escuchado, el país puede estar debatiendo cómo logra mayor gas cuando ya viene encima el tema del hidrógeno".
     
    Por Vanessa Pérez para LaRepública.

  • Las Nuevas Megatendencias de la Energía

    Todos opinan que el sector financiero ha sufrido su mayor reestructuración en 50 años, pero yo creo que no hay sector de la economía que haya sido tan afectado por los nuevos cambios económicos y geopolíticos como el sector de hidrocarburos; núcleo de la actividad de energía del mundo.
     
    Una combinación de nuevas tecnologías, nuevas fuente de recursos, nuevas provincias productoras, nuevas realidades geopolíticas y nuevo entorno financiero ha traído un cambio más rápido y más profundo que cualquier otro visto en más de 75 años en la forma de producir, transportar y transformar la energía mundial.
     
    La reciente fusión en Gran Bretaña entre la tercera compañía de energía del Reino Unido, BG Group. y la multinacional Shell, muestra un punto de inflexión para las empresas de petróleo y gas. Es decir, más que una mera fusión este matrimonio de conveniencia significa un vértice en el inicio de una nueva realidad en el corazón de la escena mundial de la energía. Este fenómeno se ha cristalizado en cinco megatendencias responsables por esta transformación radical. Estas son las 5 megatendencias (‘uber-tendencias’) que yo detecto:
     
    1. El gas ya destrona al petróleo como fuente de energía más favorecida por la economía global.
     
    2. La actividad ‘aguas abajo’ (downstream) del petróleo y gas supera por primera vez a la ‘aguas arriba’ (upstream) en retornos a la inversión (ROI). 
     
    3. Los dinosaurios (las grandes empresas petroleras) comienzan a dar paso a nuevas especies más pequeñas, mas flexibles y eficientes de energía.
     
    4. Nueva regla: Entramos en una era en la que mas rentable que explorar petróleo o gas es comprar a aquellos que los descubren.
     
    5. Por primera vez desde los años 50, Las importaciones y exportaciones de Estados Unidos se equilibran. EEUU ya se consolida como el primer productor y consumidor de energía del mundo.
     
    1. El gas destrona al petróleo como fuente de energía más favorecida por la economía global.
     
    La reciente compra de British Gas, BG por compra de Shell subraya la magnitud de las cifras que se mueven en el sector energético; la transacción equivale al PIB de Cuba. Shell destaca su decisión como un desplazamiento de énfasis hacia gas natural y hacia la parte ‘aguas abajo’ tanto el transporte como la refinación y distribución, que ofrecen menos riesgo y márgenes más gordos que la búsqueda y desarrollo ‘aguas arriba’ (upstream o exploración). Una de las grandes fortalezas de BG es en la licuefacción, transporte y almacenamiento de gas. Su flota de petroleros gigantes aumentará la influencia de Shell en el mercado mundial del gas. BG tiene prometedores activos offshore en África Oriental, Kazajstán y Trinidad. Algunos son difíciles: una gran inversión en Egipto está siendo acosada por dificultades políticas. En otras aéreas le va mejor. Un proyecto de $20.000 millones en Australia produce gas a partir de carbón.
     
    La caída en el precio del petróleo ha puesto de manifiesto las debilidades de las empresas de energía que han hecho grandes apuestas de largo plazo en proyectos de exploración y producción difíciles (off-shore, en el Ártico, a grandes profundidades). Cuando los tiempos eran buenos (precios altos) las empresas asumieron desafíos técnicos y potenciaron sus balances apalancados en deuda y equity de los inversionistas. Ahora estas empresas con mucha deuda han visto sus pasivos aumentar en más $ 35.000 millones en 2015. Por eso se están vendiendo activos en un mercado de compradores. El gas (especialmente el gas natural licuado) "es el componente importante en esta transacción.”, dijo Ben van Beurden, ejecutivo de Shell, cuando anunció la fusión con BG. "Es la nueva fuerza que moverá a otras compañías"
     
    Es diciente que el Fondo Petrolero de Noruega que ya alcanza la cifra de $880.000 millones haya comenzado a desvincularse de inversiones en petróleo (mas no gas natural) cuyas regalías alimentan sus arcas. Lo hace por el potencial efecto negativo medio-ambiental y de calentamiento planetario del petróleo. Lo curioso es que esto no afecte al gas, que también incide en el calentamiento planetario aunque en una proporción mucho menor. Este Fondo de riqueza soberana, el más grande del mundo, ha acogido los anuncios de BP y Royal Dutch Shell que les obliga a revelar cómo están abordando el cambio climático. Movimientos similares también están siendo seguidos por un número de fondos estadounidenses como los de la Universidad de Harvard y Stamford con lo cual se potencia al gas en detrimento de inversiones en petróleo. El distanciamiento del petróleo será cada vez pronunciado, así como el acercamiento al gas.
     
    2. La actividad ‘aguas abajo’ (downstream) supera por primera vez a la ‘aguas arriba’ en retorno a la inversión (ROI). 
     
    Shell, el gigante anglo-holandés, pago $70.000 millones al comprar British Gas. Esta fusión adquiere un valor de mercado que supera al PIB de Chile. Este caso es diciente de lo que enfrentan otros gigantes petroleros internacionales que han decidido comprar reservas, incluso a jugosos precios, lo cual es más barato y más fácil de encontrar que explorar petróleo y desarrollar los pozos. También destaca que la caída en el precio del petróleo ha lanzado a las empresas a reducir costos y pacificar a sus inversionistas postergando costosos proyectos de exploración. La arremetida a ganar en eficiencia llevo, en noviembre pasado Halliburton, a la compañía de servicios petroleros con sede en Houston, a comprar a Baker Hughes por $35.000 millones y a Repsol de España a comprar a Talismán de Canadá por $ 8.000 millones.
     
    ¿Qué aporta BG a la mesa de Shell? Que trae reservas a un precio más barato que salir a buscarlas mar adentro y desarrollarlas. Esto destaca el esfuerzo por reducir costos y pacificar a los inversionistas. Con ello Shell se ha convertido en el tercer mayor productor mundial de gas natural (ver tabla).
     
     
    3. Los dinosaurios (las grandes empresas petroleras) comienzan a dar paso a nuevas especies más pequeñas, mas flexibles y eficientes de energía.
     
    ¿Recuerda el Argentinosaurus? Pesaba 77 toneladas; era tan pesado como 14 elefantes africanos y más pesado que el mayor camión que se ve en las carreteras. ¿Por qué desaparecieron? Ciertos científicos modernos creen que la respuesta no está en los meteoros o los volcanes sino en otro carnívoro más pequeño que se deshizo de los titanosaurios del período Cretácico a base de agilidad y persistencia.
     
    Las empresas pequeñas, flexibles e innovadoras que se especializan en exploración, perforación y fracturamiento hidráulico están demostrando ser mejores en reducir costos, aumentar la productividad y adaptarse a las fluctuaciones del mercado que los torpes gigantes que durante mucho tiempo han dominado la industria con base en tamaño y capital. Los dinosaurios pueden aparearse para asegurar la supervivencia de su especie pero se llega a un punto donde aparecen los rendimientos decrecientes a escala; basta ver lo que acaba de hacer General Electric al salir de GE Capital, que llego a ser 33% de sus ingresos, para asegurar crecimiento más competitivo. Estamos entrando, al menos en energía, en una época de mamíferos más pequeños. Los Titanosaurios o Argentiosaurios como Exxon-Mobil, Chevron necesitan readaptarse y reinventarse. Además de carnívoros súper-eficientes como los T-rex, lo que también mato a esas criaturas gigantescas fue su necesidad de tener que comer sin parar, todo el tiempo... hasta llegar a no poder dormir para alimentar cuerpos excesivamente voluminosos. Exxon ya paga anualmente en servicio de deuda una suma similar a toda la deuda externa de Colombia.
     
    4. Nueva regla: Entramos en una era en la que mas rentable que explorar Petróleo o gas es comprar a aquellos que los descubren.
     
    La compra de BG por Shell (y quizás, pronto, la de BP por Chevron) también demuestra que, además de presentarse el gas como un negocio más prometedor que el petróleo (Shell se convierte en la mayor empresa de gas entre las grandes petroleras o ‘Majors’), que la exploración se hace cada vez más costosa. Esto hace que la industria de la exploración la hagan quienes puedan realizarla más eficientemente en lugares difíciles como el océano Ártico, el Mar del Sur, el Cáucaso y las profundas reservas debajo del Pre-Salt. Provincias petroleras y gasíferas más remotas y la agresiva competencia del gas de esquisto o de pizarra (shale gas) de Estados Unidos ha colocado al resto de la industria en aprietos. El gas ya se impone en los mercados pero hay exceso de oferta y los productores requieren de mejores precios.
     
    Por lo tanto más que salir a buscar más, lo que se avecina es un mercado persa por lo que otros ya han encontrado. Mientras buena parte de los países debaten si hacer ‘fracking’ o no, EEUU toma una delantera cada vez más cómoda. Texas y Dakota del Norte devuelven la cinta de la película a los anos 30s y 50s de hegemonía Americana en el mundo del petróleo.
     
    5. Por primera vez desde los años 50, Las importaciones y exportaciones de Estados Unidos se equilibran. EEUU se consolida como el primer productor y consumidor de energía.
     
    Contrariamente a algunas expectativas, la caída del precio del petróleo no ha descarrilado el auge del gas pizarra. EEUU es actualmente exportador neto de productos derivados del petróleo y del carbón y ya casi deja de ser importador neto de gas natural y petróleo crudo. Cuando se combina el contenido de energía de estos combustibles, los Estados Unidos en el año 2014 importo 23.300 trillones de unidades térmicas británicas (Btu) de energía y exporto 22.200 trillones de Btu. Las proyecciones hechas por el “Energy Outlook para 2015” de la Agencia de Información de la Energía, EIA, muestran que las importaciones de energía de Estados Unidos y las exportaciones podrían entrar en equilibrio en los próximos años.
     
    La mayor producción de gas natural, petróleo de pizarra (“tight oil”) y el uso de las energías renovables en EEUU se han combinado con las eficiencias tanto del lado de la demanda como de la oferta para moderar el crecimiento de la demanda. Esto coloca a EEUU como el primer país verdaderamente 'independiente' desde el punto de vista de la energía. Algo se creía imposible de lograr. Parece que la Pax Americana está para quedarse un buen tiempo más… 
     
    Por : Rodrigo Villamizar
     
    Fuente: Dinero.com

  • Los duros desafíos que tendrá una subasta eólica ‘offshore’

    El cierre financiero de las iniciativas y mecanismos de comercialización de energía son algunos de los principales puntos a revisar, según expertos.
    Por primera vez Colombia podría tener una subasta dedicada para proyectos de energía eólica. “Los pliegos para salir a la subasta van a estar listos en agosto. Es un área que va a estar subdividida, creemos que ahí van a poder caber entre cuatro y seis proyectos de generación eólica”, afirmó la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez. De esta forma confirmó que el país avanza en el primer proceso de este tipo que se llevaría a cabo en la región y que estaría ubicado en el Atlántico.
     
    Cabe recordar que el año pasado se lanzó una hoja de ruta para el desarrollo de esta energía que estimó que el país tenía un potencial de 50 megavatios de generación. El documento también planteó que para el desarrollo de estos, las empresas tendrán permisos temporales en las áreas marítimas y en ellas podrán ejecutar los estudios para la construcción de los proyectos.
     
    Dicha hoja de ruta estimaba que a mitad de este año estuviera adjudicada la primera fase, para hacer el proceso de validación de la viabilidad.
     
    Ahora bien, con el anuncio se deja en evidencia la intención del Gobierno de promover esta tecnología.
     
    En las primeras fases de desarrollo ya hay 11 proyectos andando, cuya capacidad instalada suma 5.035 megavatios y están programados para ingresar comercialmente a operar entre 2025 y 2034.
     
    Estos están ubicados en la costa norte del país, en los departamentos de La Guajira, Bolívar, Magdalena y Atlántico, como se puede evidenciar en el gráfico.
     
    Si bien todos se encuentran en la primera fase de desarrollo, las estimaciones son que en 2025 ya podría estar el primero de ellos funcionando. Se trata del parque Vientos Alisios, desarrollado por BlueFloat Energy, cuya capacidad instalada sería de 200 megavatios.
     
    “Colombia está en una buena posición porque tiene los recursos renovables solar y eólicos en abundancia y muy competitivos y en regiones que están cerca a la costa, como La Guajira; estas áreas son ideales tanto para las tecnologías de eólica costa afuera como para las tecnologías de hidrógeno verde, porque permiten fácilmente la producción y además se puede comercializar, porque están cerca de puertos”, apuntó Francisco Boshell, líder de innovación y usos finales de Irena (Agencia Internacional de Energía Renovable, por sus siglas en inglés).
     
    Por esto mismo el experto aseveró que el país podría ser el primero de la región con turbinas funcionando en costa afuera.
     
    Sin embargo, uno de los planteamientos que hacen expertos del sector es que requiere mucho apoyo, puesto que el costo de inversión, así como el costo de la generación es mucho más alto que el de otras tecnologías en tierra firme. De acuerdo con datos de la Agencia Internacional de Energía, el costo nivelado para producir un megavatio de electricidad con esta es el más alto para escalas grandes. Sus datos muestran que si bien hay un mínimo de generación en US$49, el megavatio hora puede escalar hasta US$200. Comparativamente, en tierra, la producción con viento oscila entre US$29 y US$140.
     
    Por este motivo, Ramón Fiestas, presidente del comité latinoamericano del Global Wind Energy Council, expuso que por este motivo adelantar subastas monotecnológicas podía ser mejor. No solo esto. Además las compañías deberán analizar las condiciones para establecer si con los planteamientos para este proceso competitivo se logra un cierre financiero del proyecto. Así señalo Alexandra Hernández, presidente de Ser Colombia.
     
    Adicionalmente a esto, la experta apunta que se deben analizar los mecanismos de comercialización, que ayuden a vender lo generado sin impactar a los consumidores, pero logrando que las compañías puedan venderla. Nicolás Vasquez, banquero de inversión de energías renovables, aseguró que se debería considerar un mecanismo de remuneración similar al de cargo por confiabilidad, denominada en dólares.
     
    “Dado el monto de inversión y la vida útil de las turbinas, los PPAs (acuerdos de adquisición de energía) a considerar deberían ser por lo menos a 30 años ya que, con Acuerdos menores, no se lograrían otorgar al inversionista el retorno y los prestamistas tendrían que considerar casi la mitad de la vida útil del proyecto con riesgo comercial”, apuntó Vasquez.
     
    Los retos también están relacionados con los trámites de licenciamiento ambiental, consultas precias con comunidades e incluso la adecuación de estructuras de los puertos para el ingreso de los aerogeneradores. Cabe recordar que los equipos usados para esta tecnología son de mayor tamaño.
     
    La apuesta al hidrógeno
     
    Durante su visita por Portugal y España, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, destacó su intención de promover la generación de hidrógeno verde en el país.
     
    De acuerdo con Vélez, en parte, el desarrollo de obras de generación eólica en costa afuera tiene como intención impulsar este energético.
     
    “Nosotros podemos ser, por otro lado, ese lugar de donde salga el hidrógeno verde para exportar”, dijo, tras conocer las apuestas de los países europeos para comprar este energético y diversificar los países de los cuales adquiere energía. De hecho, la Unión Europea planea apoyar financieramente el desarrollo de hidrógeno verde.
     
    Por Daniela Morales Soler para Portafolio

  • Los sueños eólicos y solares chocan con hechos económicos concretos

    Hace dos años, en mayo de 2021, la Agencia Internacional de Energía  publicó  lo que muchos consideraron un informe histórico sobre el progreso de la transición hacia el cero neto.
    En ese informe, la AIE afirmó que no había necesidad de nuevas exploraciones de petróleo y gas (incluso en aquel entonces) porque las fuentes de energía alternativas estaban apoderándose rápidamente.
    Cinco meses después, en su  Informe mensual sobre el mercado petrolero , la AIE pidió más exploración de petróleo y gas porque la oferta era escasa y la demanda estaba aumentando. 
     
    Esta semana, la AIE publicó una  actualización  de su hoja de ruta Net-Zero a partir de 2021, en la que decía prácticamente lo mismo: la energía eólica, solar y los vehículos eléctricos se estaban expandiendo tan rápidamente que no había necesidad de nuevo petróleo, gas y carbón. exploración porque la demanda alcanzaría su punto máximo antes de 2030. Una vez más, la realidad será un muro difícil de topar.
     
    Tomemos como ejemplo la industria de la energía eólica en Europa y Estados Unidos. Los costos de las materias primas y el desarrollo de proyectos se han  disparado  tanto que los promotores eólicos están pidiendo a los gobiernos que aumenten los subsidios para el sector. Sin mayores subsidios, los proyectos de energía eólica no pueden generar ganancias.
     
    La energía solar está mejorando, pero esto aún puede cambiar, al menos en Europa. Actualmente, la energía solar es barata porque la mayoría de los proyectos existentes utilizan paneles solares chinos baratos. Los productores europeos de paneles claman contra esto porque no pueden ganar dinero con esta competencia de bajo coste.
     
    Es una situación similar con los vehículos eléctricos. En Estados Unidos, los vehículos eléctricos están acampando, ocupando espacio en los lotes de los concesionarios. En Europa, los fabricantes de automóviles están preocupados por una afluencia de vehículos eléctricos chinos baratos, por lo que el presidente de la Comisión Europea tuvo que declarar esencialmente una guerra comercial a China para proteger a la industria local, que aún tiene que reducir sus costos lo suficiente como para que sus vehículos eléctricos sean asequibles para las masas. .
     
    Incluso las bombas de calor, los abanderados de la transición, según la AIE y otras organizaciones, no están funcionando tan bien después de que la UE dijera que quería  prohibir  los gases fluorados utilizados en refrigeradores y bombas de calor. La industria  se pronunció  en contra de esto, diciendo que encarecería sus productos, y ya cuestan bastante dinero.
     
    Luego está la cuestión de las líneas de transmisión. La transición, que implica cantidades masivas de la llamada generación de energía distribuida, requeriría una expansión igualmente masiva de las redes para dar cabida a esa energía distribuida.
     
    Según la AIE,  " las redes de transmisión y distribución de electricidad deben expandirse alrededor de 2 millones de kilómetros cada año hasta 2030 para satisfacer las necesidades del escenario NZE".
    La AIE continuó señalando que el mayor obstáculo eran los permisos, pero es muy probable que el coste de ampliar las redes a un ritmo de 2 millones de kilómetros al año sería bastante prohibitivo.
     
    Mientras tanto, mientras la AIE y otros redoblan su visión de transición, algunos miembros de la clase política en Europa están comenzando a cambiar de opinión a medida que se hace realidad cuánto costaría la transición para el votante promedio.
     
    El primer ministro del Reino Unido, Rishi Sunak, causó revuelo este mes cuando anunció varios cambios en los planes netos cero del partido conservador, incluido un retraso de cinco años en la prohibición de las ventas de automóviles ICE y un objetivo más laxo para la sustitución de las calderas de gas por bombas de calor. .
     
    No solo esto, sino que  el Partido Laborista , que está incluso más a favor del cero neto que los conservadores, dijo recientemente que seguiría con el plan diluido de eliminación gradual de las calderas de gas de Sunak, en caso de ganar las próximas elecciones.
     
    Suecia también ha  revertido  muchas de las políticas netas cero introducidas por el gobierno anterior debido al costo que estas políticas tendrían para el pueblo sueco. "Lo que estamos haciendo ahora, incluidos los recortes de impuestos sobre el combustible, aumenta las emisiones, pero estamos haciendo muchas otras cosas que conducirán a menores emisiones a largo plazo", dijo a los medios este mes la ministra de Finanzas, Elisabeth  Svantesson  . "No olviden que este es un momento muy difícil para mucha gente".
     
    Esta creciente ola de revisiones de objetivos llevó a un columnista del Financial Times a  quejarse  de que el populismo amenazaba con descarrilar la transición. Luego pasó a atribuir este aumento del populismo al hecho de que la narrativa de la transición había "pasado por alto" los costos.
     
    De hecho, los costos de la transición no se encuentran entre los temas habituales de conversación cuando se trata de la transición. Estos temas habituales son millones en ventas de vehículos eléctricos, millones en empleos verdes y un clima estático.
     
    Hablando de esos empleos verdes, este es otro punto en el que la narrativa de la transición se derrumba. En otra  columna  del Financial Times esta semana, la comentarista Sarah O'Connor señaló que los futuros empleos verdes, aclamados como el comienzo de una nueva era, se concentrarían más bien a nivel regional y también se perderían muchos empleos, otra cosa de la que pocos hablan, especialmente la AIE.
     
    Entonces, una vez más vemos ilusiones disfrazadas de pronósticos, mientras que en el mundo real los precios del petróleo rondan los 100 dólares porque la demanda sigue siendo fuerte a pesar de la inflación. Y no va a bajar sin que se tomen medidas deliberadas para reducirlo.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com

  • Ministerio Minas y Energía inauguró un piloto de planta solar en Tierralta, Córdoba

    La generación estimada del proyecto es de 2.400 MWh/año y es una apuesta de la cartera por las energías limpias y renovables.
    La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, inauguró el proyecto piloto de la planta solar flotante ‘Aquasol’, en el municipio de Tierralta, al sur del departamento de Córdoba. El proyecto fue construido por la empresa Urrá Así mismo, ‘Aquasol’ fue ensamblada en el embalse de la Central Hidroeléctrica Urrá y cuenta con 3.248 módulos fotovoltáicos. La generación estimada es de 2.400 MWh/año.
     
    “Este es un proyecto muy importante que se suma a otras iniciativas que ya marcan la ruta de la transición energética justa en Colombia por parte de las empresas. Una hidroeléctrica que le apuesta a energías limpias y renovables para adelantar parte de su operación es un gran mensaje del cambio que adelanta Colombia en materia de generación de energía renovable”, afirmó Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía.
     
    La compañía adelanta una gestión voluntaria encaminada a la protección, conservación, mejoramiento de los recursos naturales y del ambiente, además de apoyar proyectos en comunidades vecinas del área de influencia directa de la Central.
     
    Según informó el Ministerio, además de suplir en las horas de sol el consumo de energía de los servicios auxiliares de la Central Hidroeléctrica, Aquasol será un piloto que permitirá una investigación con rigor científico que definirá las ventajas de implementar los sistemas fotovoltaicos convencionales de estructura fija en suelo firme. Para ello, URRÁ firmó convenios con la Universidad Pontificia Bolivariana, sede Montería, y la Universidad del Norte, de Barranquilla. Además, se están realizando acercamientos para firmar convenios de investigación y desarrollo con otras universidades nacionales y extranjeras.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.

  • MinMinas dijo que se debe generar confianza para llevar a cabo la transición energética

    Omar Andrés Camacho, deberá enfrentar el reto de seguir la línea de descarbonización de la economía que plantea el Gobierno.
    Colombia necesita reconstruir la confianza entre las comunidades, las empresas y el Gobierno para ejecutar con éxito la transición energética, dijo el jueves el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.
     
    Camacho, un ingeniero eléctrico que anteriormente trabajó en el ministerio como asesor, fue nombrado oficialmente por el presidente izquierdista Gustavo Petro a principios de este mes.
     
    Camacho enfrenta al reto de hacer realidad el objetivo de Petro de alejar a Colombia de su dependencia del petróleo y el carbón, una importante fuente de ingresos, en medio de diferencias entre la administración y las empresas energéticas y mineras.
     
    Superar estos problemas requerirá un reajuste de las relaciones entre todas las partes interesadas, afirmó.
     
    "El cambio de modelo energético pasa por reestablecer la confianza", declaró el funcionario a periodistas.
     
    "La gente no permite que salgan proyectos, porque ven que esos proyectos le generan nada. Las empresas no confían en el Estado, porque el Estado no les ayuda resolver esas cosas. El Estado no confía en las empresas porque algunos no han cumplido. La gente no confía en el Gobierno", aseguró.
     
    Reuters informó esta semana que la resistencia de grupos indígenas en el desértico departamento de La Guajira tiene paralizados el desarrollo de más de 50 posibles proyectos eólicos y solares.
     
    Preguntado sobre posibles nuevas rondas de licitación de bloques de petróleo y gas, Camacho dijo que la adjudicación de nuevos bloques no era garantía de éxito.
     
    Inicialmente, el ministro fue propuesto para sustituir a Clara Guatame en la presidencia de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Aunque Guatame renunció en junio, sigue en el cargo.
     
    El Ministerio de Minas y Energía está examinando la situación en la ANH, dijo Camacho, quien admitió que quiere tener rápidamente estabilidad en todo su equipo.
     
    Por LaRepública.

  • MinMinas y Fenoge lanzaron convocatoria de $10.500 millones para más empresas

    La convocatoria se llamada ‘EN-Comunidad: una empresa energética comunitaria’, tendrá hasta 21 seleccionados en todo el país.
    El Ministerio de Minas y Energía, a través del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (Fenoge), lanzaron una convocatoria con una inversión de $10.500 millones para promover condiciones para la creación y el fortalecimiento de empresas de servicios públicos comunitarios, en las zonas donde estas se encuentran ubicadas.
     
    La convocatoria se llama ‘EN-Comunidad: una empresa energética comunitaria’, tendrá hasta 21 seleccionados en todo el país para el acompañamiento en el mejoramiento del servicio de energía a través del fortalecimiento de las Empresas de Servicios Energéticos con participación comunitaria.
     
    El acompañamiento se hará a través de la capacitación en procesos administrativos y tributarios, así como en la tarea de otorgar herramientas que aseguren el fortalecimiento de sus proyectos a partir del uso de Fncer.
     
    La convocatoria ‘EN-Comunidad’ se desarrollará en 3 etapas. En la primera, lo interesados podrán hacer su postulación a través del diligenciamiento del formulario de presentación de la información, envío de la manifestación de interés y de los documentos soporte que deberán acompañar dicha participación a la iniciativa.
     
    En la segunda, se llevará a cabo el análisis y priorización que se hará con base en la información suministrada, y finalmente en la tercera se realizará la selección de las comunidades que se conviertan en potenciales beneficiarios.
     
    En el proceso de selección se considerarán algunos criterios de priorización, como demostrar un impacto positivo a las comunidades, que sean proyectos ubicados en municipios donde actualmente se despliega el Programa de Desarrollo con Enfoque Territorial (Pdet) y las Zonas Más Afectadas por el Conflicto Armado (Zomac), contar con participación de mujeres en la gobernanza y tener un potencial de generación de energía por fuentes renovables no convencionales, entre otros.
     
    Por Daniella Rodríguez para LaRepública.

  • Primeros documentos de transición energética, casi listos: qué dicen

    Pautas de Misión de Transformación a la administración Duque y el Conpes 4075 sí se tuvieron en cuenta en el desarrollo de hoja de ruta. 
     
    Aunque la hoja de ruta completa del Gobierno para la transición energética justa se conocerá hasta febrero del 2024, el Ejecutivo está próximo publicar los primeros tres documentos, de un total 11, que componen dicho plan.
     
    Así lo reveló a Portafolio el Ministerio de Minas y Energía, ante una consulta sobre la utilización de los insumos de la Misión de Transformación Energética, que en el 2020 entregó sus recomendaciones el gobierno anterior.
     
    “En estos momentos, el Ministerio de Minas y Energía está próximo a publicar los tres primeros productos relacionados anteriormente”, señaló la entidad al detallar que se trata de los informes de los diálogos sociales para la construcción de la hoja de ruta; el diagnóstico minero-energético del país a hoy; y la planeación energética a largo plazo (2050) junto con los escenarios energéticos.
     
    Hace tres años, la Misión de Transformación Energética entregó unas recomendaciones para el mercado, enfocadas en cinco pilares.
     
    Al respecto, José Plata, socio de la firma Serrano Martínez y experto de la Misión, sostuvo que hay una serie de puntos que fueron plasmados que deberían ser tenidos en cuenta, para construir sobre lo construido, aunque destacó que del trabajo con comunidades pueden salir nuevas necesidades.
     
    Las prioridades
     
    Esa Misión priorizó cinco ejes de acción, y el primero de estos fue relacionado con el mercado mayorista. Algunas de las propuestas relacionadas con esto son ajustes al cargo por confiabilidad para garantizar la suficiencia, acciones para garantizar la expansión del sistema de interconexión y la participación más activa de la demanda.
     
    En segundo lugar, la misión recomendó una modernización de la red, incluyendo temas como el despliegue de los medidores inteligentes y definiciones y criterios para la movilidad eléctrica.
     
    El tercer pilar, referente al mercado del gas natural, planteó mejoras en el Sistema Nacional de Transporte y el establecimiento de plantas de regasificación, entre otros.
     
    Un cuarto eje es la cobertura de energía y los subsidios, en el que se proponían temas como la unificación de los fondos de energía eléctrica, la expansión en la cobertura de gas, la focalización de subsidios y un adecuado marco institucional para la energización rural. Plata considera que este es uno de los ejes con más avances.
     
    No obstante, este no es el mismo caso para el quinto punto priorizado, referente al marco institucional y regulatorio. En este, se plantean una serie de temas como mecanismos de coordinación interinstitucional, el fortalecimiento de la Superintendencia de Servicios Públicos, cambios en el funcionamiento y reglamento de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg).
     
    Plata señala que en el primer, tercer y quinto punto son los que menos avances hay hasta el momento, pues algunos temas estructurales, como ajustes al cargo por confiabilidad o una reforma a la Creg no se han abordado.
     
    Propuestas
     
    Desde la llegada del nuevo Gobierno, la transición energética y el cambio climático han sido de las principales banderas.
     
    Por esto se han iniciado trabajos para la construcción de una hoja de ruta que permita tener una matriz eléctrica con mayor uso de energías renovables no convencionales.
     
    Ahora bien, algunas de las prioridades del Gobierno y anuncios hechos tienen sinergias con los comentarios de la Misión, en aspectos como mayor participación de la demanda, la incorporación de recursos energéticos distribuidos y el fortalecimiento de la Superservicios, entre otros.
     
    Ahora bien, Plata señala que si bien es importante el trabajo que encabeza la ministra Irene Vélez en los diálogos con comunidades, se deben tener en cuenta aspectos técnicos y los documentos previos.
     
    (Vea: Empresas del país hacen su propia transición energética). 
     
    Al respecto, el Ministerio confirmó que las recomendaciones técnicas, de política pública y de índole regulatorio ya fueron incluidas en la Estrategia 2050, así como el Conpes 4075 de transición energética, “documentos públicos que han sido tomados en cuenta para el desarrollo de la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa de nuestro país”.
     
    El experto considera que es importante generar nuevos insumos para hacer la transición pero, no obstante, considera que podría hacerse más lento el proceso por cuenta de la duplicación de esfuerzos.
     
    Sin embargo, el Ministerio enfatiza en que la Misión de Transición Energética se enfocó principalmente en establecer una ruta para el desarrollo de la energía eléctrica y el mercado de gas natural en el país.
     
    Vélez ha señalado en el pasado la priorización de aspectos como la creación de comunidades energéticas, la formación de un precio justo y la coordinación interinstitucional. Uno de los puntos es el mayor relacionamiento con comunidades y la respuesta institucional oportuna.
     
    Cabe recordar que, originalmente, la presentación de la hoja de ruta estaba programada para marzo de este año y se aplazó su entrega hasta febrero de 2024, cuando ya habrá transcurrido cerca de año y medio de mandato.
     
    Los avances en las propuestas de la Misión
     
    Dentro de los puntos que se priorizaban en el documento final emitido por la Misión de Transformación Energética hay algunos que han tenido avances. El más reciente es la implementación de mecanismos de contratación anónimos y estandarizados. El pasado viernes, la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) llevó a cabo la primera subasta de este tipo para el mercado no regulado.
     
    “Estamos muy contentos de tener operativa la primera plataforma transaccional de contratos estandarizados de suministro de energía eléctrica en el país con registro ante el operador del mercado, que tiene el objetivo de transformar la manera en que se negocian los contratos de energía y de esta manera fomentar la competitividad del país, apoyar el desarrollo del sector energético y garantizar un valor agregado para todos los actores del mercado”, aseguró María Inés Agudelo, presidente de la BMC.
     
    A esto se suma la publicación del Plan de Sustitución de Leña, que plantea los escenarios, herramientas y presupuestos para cambiar el uso de energéticos contaminantes por otros como gas y electricidad.
     
    Por Daniela Soler para Portafolio.
     

  • Se apagan más proyectos de energía renovable en el país

    Tres proyectos de la compañía china Trina Solar están incumpliendo sus compromisos. Se suma al proyecto eólico de Enel.
    na nueva alerta se está encendiendo en el sector eléctrico. Cerca de la llegada del fenómeno de El Niño, algunos proyectos cruciales están afrontando dificultades para ingresar al Sistema Interconectado Nacional y cumplir con obligaciones adquiridas con el mercado, esto ha llevado a que algunos incluso no realicen los parques.
     
     
    Uno de los casos más recientes es el de Windpeshi, el parque eólico que estaba desarrollando Enel que fue detenido de forma indefinida por las dificultades para construirlo. Esto quiere decir que son 205 megavatios que se encuentran en vilo.
    A esto se suma que los tres proyectos de Trina Solar (San Felipe, Cartago y Campano) que no han podido construirse y tampoco han podido cumplir con sus obligaciones de entrega de energía. Estos parques solares suman un total de 300 megavatios y habían logrado adjudicaciones en la subasta de contratos de largo plazo de 2019.
     
    Ahora, la entrada en limitación de suministro de estos tres proyectos por parte de XM, operador del mercado eléctrico, deja a 22 clientes, que fueron asignados, sin cobertura de una parte de la energía que había sido contratada.
     
    Según los documentos de asignación presentado por la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), con el mecanismo y su complementario, los tres parques tuvieron un total de 1.794,99 megavatios hora por día (MWh/día) que fueron vendidos a diferentes actores del mercado como EPM, Celsia, Essa, Afinia, Air-e, Emcali y Enel.
     
    Esto significa que los tres parques lograron el total de la energía solar adjudicada en este proceso y 15% de la electricidad que se contrató por medio de la subasta de largo plazo.
    Fuentes del sector consultadas por Portafolio aseguraron que hubo varios motivos que explican por qué los proyectos no han podido construirse.
     
    Uno de ellos es la dificultad para licenciar parte de las áreas. No obstante, uno de los motivos de mayor peso en esto es que la energía fue ofertada a un valor muy bajo, puesto que en septiembre de 2019 el precio fue de menos de $100 por cada kilovatio, que no permite un cierre financiero.
     
    Cabe resaltar que este precio se actualiza teniendo en cuenta indexadores, en este caso el IPP y el Cere.
     
    Al no haber entrado a funcionar los tres proyectos y tener contratos de venta de energía, la compañía debió asumir las responsabilidades comprando la energía en bolsa, para trasladarla a sus clientes.
     
    Sin embargo, al haber entrado a limitación de suministro, no puede realizar compras en la bolsa. Esto llevó a que fueran sus clientes los que tuvieran que empezar a realizar las adquisiciones en este mercado y por ende, a estar más expuestos a los precios del mercado spot.
     
    En el pasado Trina ya había entrado en este proceso y había logrado salir gracias a que los precios del mercado de contado habían bajado, como ya había registrado Portafolio.
    Sin embargo, en las últimas semanas el kilovatio ha estado por encima de $800, un valor muy lejano al de la energía contratada.
     
    Como consecuencia de la mayor exposición, las empresas de comercialización van a tener que cubrir ese porcentaje de energía a precios del mercado en bolsa y por ende el costo a los consumidores se incrementa.
     
    Trina podía usar dos opciones, una de ellas contratar la energía que sus proyectos no habían entregado. De hecho, la compañía lanzó a inicios del año una licitación para adquirir 655 gigavatios hora, con un inicio de entrega desde 2023 y 2025 hasta 2036. No obstante, este fue cancelado poco después por parte de la compañía, sin motivo aparente.
     
    Esto dejó a la empresa con una sola vía: compras en bolsa, que al ser tan alto su precio está significando una presión financiera importante, teniendo en cuenta que la diferencia entre el precio de compra en spot y venta a sus clientes debe ser asumida por ellos.
     
    A esto se suma el aumento en las garantías exigidas por XM por la mayor exposición y que según fuentes representan problemas financieros para muchas compañías de comercialización.
     
    “Nosotros compramos de la energía renovable de la subasta, si ellos fallan a nosotros nos toca comprar en la bolsa al precio que esté”, afirmó José Camilo Manzur, director de Asocodis.
     
    Portafolio se intentó comunicar con la compañía china para conocer el estado de los proyectos y sus impactos. Sin embargo, hasta el momento no se ha obtenido una respuesta.
     
    Si bien la empresa respalda con garantías estas obligaciones en el caso de que las incumplan, por el momento también tienen que entregar las obras, que es otra de las condiciones establecidas. Esto último se respalda con otras garantías, que corran contra la fecha de puesta en operación.
     
    La mayor exposición a bolsa poco antes de la llegada del Fenómeno de El Niño genera preocupación en el sector, puesto que puede llevar a incrementos considerables en precio, así como dificultades financieras de las comercializadoras para responder por las garantías que les exige XM por el mayor riesgo al que están sometidas.
     
    Por Portafolio

  • Se reactivan las inversiones mundiales en energía renovable

    Las grandes empresas del mundo volvieron a meterse en la dinámica de destinar grandes inversiones a la investigación y desarrollo de energías renovables las cuales se perfilan como futuro del sector energético mundial.
     
    El Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente publicó un informe que muestra que la inversión mundial en energías renovables, que había bajado entre 2011 y 2013, se recuperó en 2014 a alrededor de US$270 billones, máximo histórico en este tipo de inversiones.
     
    China, Estados Unidos y Japón están a la cabeza de la inversión en energías renovables. Según el informe económico internacional, las inversiones pasaron de 8,5% a 9,1% de la producción mundial de electricidad en 2014. Aunque a pasos más lentos, las economías de los emergentes, incluyendo a Colombia, también se suman a estos procesos.
     
    Esta tendencia permite que lo más importante de noticias en el frente energético no sea la caída de los precios del petróleo, sino el cambio en el uso de energías tradicionales por renovables en los frentes productivos más relevantes del planeta.
     
    Un ejemplo de ello es lo que está sucediendo con el mercado de las baterías, el cual ha demostrado que entre más se fortalece el sector, más costos se ahorran en sus procesos según un estudio denominado -Cambios del clima natural-.
     
    “De 2007 a 2011, los costos promedio para vehículos eléctricos con baterías cayeron en alrededor de 14% cada año. Para los fabricantes de vehículos eléctricos principales, Tesla y Nissan, los costos disminuyeron un 8%.
     
    Según los inversionistas, sólo desde 2011 los precios de la batería por kilovatio-hora han caído de cerca de US$550 a US$450. Para las empresas Tesla y Nissan, la tendencia estará alrededor de los $300, cuando la economía realmente comience a cambiar y los vehículos que funcionan con baterías se masifiquen.
     
    El informe señaló que los costos renovables - especialmente solares - están cayendo rápidamente gracias a la cantidad de capacidad energética renovable conseguida en 2014 que fácilmente pudo haber alcanzado su punto más alto hasta ese año.
     
    De acuerdo con un análisis hecho por McKinsey & Co. esto beneficiará a la economía de los vehículos eléctricos que llevarían la ventaja sobre los tradicionales, gracias al valor agregado que tendrían las baterías y los precios de la gasolina.
     
    “Si los precios de las baterías siguen cayendo, las fábricas podrán lograr la reducción de costos en un 30%, beneficiando a las economías de escala y mejorando los procesos de fabricación.
     
    Según las previsiones, esta situación combinada con un repunte en los precios del gas, sería suficiente para hacer que los vehículos que funcionan con baterías, se conviertan en una alternativa económica frente a los vehículos de combustión interna que predominan actualmente.
     
    Fuente: Dinero.com

  • Sector energético mundial está transformándose por cinco nuevas megatendencias globales

    PARIS- De acuerdo con el Fondo Mundial para la Naturaleza (WWF, por sus siglas en inglés) los inversionistas están retirando sus fondos de combustibles fósiles, en anticipación de objetivos climáticos más rigurosos
     
    Cinco nuevas megatendencias están cambiando el sector energético global, señaló un estudio publicado este lunes por el Fondo Mundial para la Naturaleza (WWF, por sus siglas en inglés) durante la Conferencia del Clima en París.
     
    La primera es que ha empezado el fin de la era fósil. De acuerdo con el WWF, los inversionistas están retirando sus fondos de combustibles fósiles, en anticipación de objetivos climáticos más rigurosos y de otros impactos sociales y ambientales de fuentes de energía convencionales.
     
    El ejemplo más reciente es la compañía aseguradora global Allianz, que abandonó las inversiones en carbón.
     
    Segunda, la transición de energía ya es una realidad global, en la que cada vez más países recurren a energías renovables y abandonan la producción de energía nuclear y fósil, dice el estudio.
     
    El estudio señala que por primera vez en 2013, y de nuevo en 2014, se instaló más capacidad en plantas de energías renovables que en fósiles o nucleares. En 2014, el monto del dinero invertido en electricidad renovable fue más del doble que lo invertido en plantas de combustibles fósiles.
     
    Tercera, los impulsores del cambio global son los enormes avances tecnológicos y los precios en rápido descenso. El costo de un kilovatio por hora de energía solar se redujo en unas cuantas décadas de un euro a menos de diez centavos de euro en países con abundante luz solar. En el futuro, podría descender hasta dos centavos, prevé el Instituto Fraunhofer de Alemania, citado por WWF.
     
    Cuarta, el futuro de la energía es descentralizado. El WWF indica que la producción de energía está cambiando a miles de millones de pequeñas y grandes plantas de energía renovable. La escasez de energía en países pobres se erradicará con tecnologías de energía renovable con mejor costo-efectividad y descentralizadas.
     
    Finalmente, la energía futura es digital. El WWF indicó que los sectores de tecnologías de la información y de energía crecen de manera paralela. Sólo una combinación de ambas será capaz de igualar de manera confiable el suministro y la demanda de energía en todo momento.
     
    "El ritmo y la extensión del cambio son sorprendentes y alentadores", comentó el director global de Política Energética del WWF Internacional, Stephan Singer. "Necesitamos un ambicioso acuerdo climático aquí en París y un sólido apoyo político a la transición mundial de energía".
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Xinhua
     

  • Suecia podría alcanzar el 100% de generación eléctrica a partir de renovables en 2040

    Suecia tiene el potencial de alcanzar el 100% de generación de electricidad a partir de energías renovables para 2040, según GlobalData. La empresa líder en datos y análisis señala que el país está desmantelando rápidamente sus centrales térmicas y se espera que reduzca su capacidad acumulada de energía térmica de 3,2 GW en 2020 a 1,8 GW en 2030.

    Rohit Ravetkar, analista de energía de GlobalData, afirma: "Si Suecia alcanza la previsión de 1,8 GW y continúa con el desmantelamiento de centrales térmicas más allá de 2030, el objetivo del 100% de energías renovables no supondrá un gran reto en la siguiente década. Además, el país lo tendrá fácil para cumplir su obligación de eliminar el carbón para 2030, ya que su capacidad de producción de energía de carbón no ha sido superior a 1 GW desde el año 2000".

    Según el último informe de GlobalData, "Sweden Power Market Outlook to 2030", se prevé que la cuota de energía térmica en el mix de generación de Suecia descienda al 0,5% en 2030, tras el rápido desmantelamiento de las centrales de petróleo y gas.

    Ravetkar continúa: "La energía térmica, especialmente la de carbón, nunca ha tenido una participación importante en el mix energético de Suecia. Durante las dos últimas décadas, el país ha dependido principalmente de la energía hidroeléctrica y nuclear para satisfacer la demanda. Se espera que las energías renovables representen el 41,3% de la generación del país en 2030, con un crecimiento del 7,4% CAGR desde 2020."

    Aunque Suecia no tiene problemas con la generación de energía, ya que su gran capacidad eólica genera energía durante los picos de demanda, el país tiene un problema con la transmisión.

    La mayoría de sus fuentes de generación se encuentran en el norte del país, pero faltan redes de transmisión que conecten el norte con el sur.

    Ravetkar añade: "Las redes de transmisión suecas necesitan desesperadamente ser ampliadas. Para ello, el operador estatal de la red de transmisión, Svenska Kraftnät, debe desempeñar un papel importante. Como alternativa, o al mismo tiempo, el país puede tener que considerar la privatización del sector de la transmisión para permitir un rápido crecimiento".

    Fuente: Globaldata

  • Transición Energética, Perspectivas de Desarrollo

    La Transición Energética es esencial para abordar el cambio climático y avanzar hacia un futuro más sostenible. Sin embargo, su implementación enfrenta varios puntos que deben ser analizados para comprender mejor el proceso.

    Para 2023 en el IX Congreso de la Cámara Colombiana de la Energía, “Transición Energética: perspectivas de desarrollo”, se darán a conocer los principales temas de impulso al proceso de la transición energética en Colombia, en el que expertos con amplia trayectoria del gobierno y de las principales agremiaciones del país ahondarán en temas relevantes para el desarrollo y transformación de nuestra nación en temas coyunturales como:

    Financiación y Planes de Inversión en la Transición Energética: Javier Díaz Fajardo, Presidente de Bancoldex, Manuel Luengo, Líder del Programa de Infraestructura para Colombia, México y Venezuela del Banco Mundial, Juan Camilo Vallejo, Director Ejecutivo del FENOGE, entre otros darán a conocer los planes futuros de inversión y el apoyo que la banca brindará a los proyectos de Transición Energética en el país.

    Incentivos y Barreras en la Transición Energética, conocedores como Jorge Iván González, Director del Departamento Nacional de Planeación – DNP, Camilo Sánchez, Presidente de Andesco, Álvaro Echeverry, Director de Consultas Previas del Ministerio del Interior, junto con otros expertos, identificarán aspectos relacionados con la promoción de fuentes de energía más limpias y sostenibles y el impacto que tendrán en la adopción de tecnologías renovables y la eficiencia energética.

    Recursos Energéticos Distribuidos: Marta Aguilar, Directora Ejecutiva de Acce, Ramón Alberto León, Vicepresidente Transporte de energía de ISA, Tomás Elejalde, Gerente General del Metro de Medellín, entre otros, identificarán aspectos fundamentales sobre la eficiencia energética a través de autogeneración y cogeneración, movilidad sostenible, visión de los comercializadores y medición inteligente.

    Política y Regulación de la Transición Energética, María Victoria Ramírez, Directora de Energía del Ministerio de Minas y Energía, Amylkar Acosta – Ex ministro de minas y energía, Germán Castro Ferreira, Contralor Delegado para Minas y Energía de la Contraloría General de la República, Carlos Adrián Correa Flórez, Director de la UPME, José Fernando Prada, Director de la Comisión de Regulación de Energía y Gas y varios expertos más, profundizarán en la hoja de ruta, el marco regulatorio, la visión, los retos y oportunidades para el sector.

    Además de esta nutrida agenda académica cien por ciento presencial, el IX Congreso de la Cámara Colombiana de la Energía contará con espacios comerciales de las marcas patrocinadoras, un poderoso espacio de relacionamiento comercial con más de 100 empresas participantes y un espacio virtual con charlas técnicas.
    ¡Los esperamos este 18 y 19 de octubre en Bogotá!


    Conoce cómo participar: https://www.ccenergia.org.co/congreso-9/

  • Un grupo de empresas firmó contrato para el suministro de energía con renovables

    Promigas destacó que se firmó un Contrato Marco de Colaboración con otras cuatro de sus empresas vinculadas para explorar el negocio de renovables.
    Un grupo de empresas trabajará desde ahora, de manera conjunta en el trabajo, investigación y producción o suministro de energía a partir de fuentes renovables.
     
    Esto se conoció luego que Promigas informara que "culminó el proceso de suscripción de un Contrato Marco de Colaboración Empresarial con sus vinculadas Compañía Energética de Occidente S.A.S. E.S.P., Gases de Occidente S.A. E.S.P., Surtigas S.A. E.S.P. y Promisol S.A.S. con el fin de aunar esfuerzos para el suministro de energía a partir de las distintas fuentes energéticas, Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (Fncer) y de eficiencia energética".
     
    El acuerdo se acaba de suscribir por lo que la operación entre las cinco empresas hasta ahora empezará su camino en la ruta a la explotación de renovables.
     
    Alcances de la operación
     
    Según explicaron a los accionistas, "a través de dicho Contrato, Promigas desarrollará, en asocio con las mencionadas empresas vinculadas, los contratos de suministro de energía a partir de fuentes renovables que
    suscriba con sus clientes".
     
    Es decir que los alcances del Contrato Marco de Colaboración Empresarial se suscribirán como Acuerdos Específicos, entre Promigas y las demás compañías vinculada, "con el fin de señalar condiciones adicionales a las previstas en este, bajo las cuales, se regularán los aportes y obligaciones específicas de cada parte".
     
    Por Joaquín López para LaRepública.

  • Viceministro de Energía recalcó compromiso del Gobierno por el fomento y promoción de las fuentes no convencionales de energías renovables

    Carlos Erazo, Vice-ministro de energíaCarlos Erazo, Vice-ministro de energíaAsí lo indicó este martes Carlos Fernando Eraso, Viceministro de Energía, en el foro sobre reglamentación de la Ley 1715 organizado por la Sociedad Colombiana de Ingenieros (SCI), evento en el que destacó los avances que el país ha obtenido desde 2014 cuando fue promulgada.
     
    Asimismo, en el marco del evento el Viceministro de Energía recalcó el compromiso del Gobierno Nacional por el fomento y promoción de las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) en la canasta energética y expresó que “un objetivo que siempre ha estado presente en el Gobierno Nacional es la diversificación de nuestra matriz de generación. Cada vez esto adquiere una mayor relevancia ya que aporta a la seguridad energética”.
     
    Por otra parte, en los últimos años los costos de las tecnologías asociadas a las fuentes no convencionales de energía renovable ha tenido una disminución sustancial. El desarrollo tecnológico ha permitido que entre 2010 y 2014 los costos de los módulos solares tuvieran una disminución del 75%, tendencia que se mantuvo en 2015, mientras que en el mismo periodo los costos de instalación a escala comercial de los sistemas solares fotovoltaicos disminuyeron entre 29% y 65%, dependiendo de la región, según el IRENA[1].
     
    La Ley 1715 fue expedida en 2014 y desde entonces la cartera minero energética ha venido trabajando de manera permanente para reglamentar aspectos fundamentales, como los incentivos tributarios, la entrega de excedentes de autogeneración, la participación más activa de la demanda y la prestación del servicio en zonas no interconectadas como parte del impulso a la meta de ampliación de cobertura.
     
    “Hemos reglamentado aspectos tributarios, la posibilidad de que los agentes puedan acceder a incentivos como descuentos en el impuesto de renta, la exclusión del pago del IVA y la exención del pago de aranceles. También reglamentamos la promoción del uso de energías renovables para llevar el servicio a usuarios de las zonas no interconectadas, la posibilidad de que los usuarios tengan un rol más activo en la formación de los precios de la energía eléctrica y estamos adoptando una política pública para lograr una gestión más eficiente en el consumo de energía eléctrica”, concluyó el Viceministro.
     
     
    MME

  • Volcanes: el futuro ardiente de la energía verde

    Los científicos creen que el magma de los volcanes, rico en metales como cobre, níquel y zinc, podría aprovecharse como una alternativa a las operaciones mineras que dañan el medio ambiente.
    Los gobiernos y las empresas privadas de todo el mundo están buscando nuevas formas innovadoras de generar energía renovable y apoyar una transición ecológica. Gracias a políticas climáticas más fuertes en varios países y un impulso significativo en la financiación pública y privada en los últimos años, se han visto varios avances en el mundo de las energías renovables. Esto incluye tanto la variedad de fuentes de energía limpia a las que tenemos acceso, las nuevas tecnologías ecológicas y un mayor conocimiento sobre el potencial para aprovechar fuentes de energía antes insospechadas. Una de esas opciones son los volcanes, que los científicos sugieren que podrían ser una fuente importante tanto de energía geotérmica como de la provisión de los metales necesarios para una transición ecológica global. 
     
    A medida que hacemos un cambio colectivo de los combustibles fósiles a las alternativas ecológicas en un intento por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero del mundo y frenar los efectos del cambio climático, una gran preocupación es la creciente necesidad de metales para respaldar este movimiento. La demanda de metales, como cobre, níquel y zinc, está aumentando a medida que se requieren mayores cantidades para nuevas operaciones de energía renovable, y se  espera que la producción de cobalto se multiplique  por seis y la de plata por la mitad nuevamente para 2050. Pero para satisfacer esta demanda, Las actividades mineras en todo el mundo deberán aumentar exponencialmente, lo que podría representar una nueva amenaza para el medio ambiente, justo cuando nos alejamos de los combustibles fósiles. En respuesta a esta amenaza, los expertos en energía y los científicos han estado investigando apresuradamente otras formas de acceder a estos metales. 
    Una forma en la que los investigadores ahora creen que pueden obtener estos metales sin nuevas operaciones mineras es en el magma de los volcanes. En mayo, Olivia Hogg y Jon Blundy escribieron en  Geoscientist  sobre el potencial de aprovechar el poder de los volcanes, en lugar de buscar alternativas potencialmente dañinas, como la minería en aguas profundas. El magma que se encuentra en los volcanes es extremadamente rico en metales. De hecho, volcanes activos como el Monte Etna en Italia liberan alrededor de 20 toneladas de cobre y 10 kg de oro al día en forma de gases volcánicos. Si bien los metales no se pueden extraer del gas volcánico, es posible extraerlos de las salmueras magmáticas calientes del volcán. 
     
    Los metales que se encuentran en estas salmueras están muy concentrados. Y con alrededor de 2000 volcanes en todo el mundo, esto podría proporcionar una gran fuente de metales importantes. Tanto los volcanes activos como los inactivos pueden ser adecuados para la extracción de metales. La extracción de metales ya está ligada al magma, pero normalmente al que se encuentra en la corteza y el manto terrestre. Puede ser posible extraer directamente minerales de rocas magmáticas calientes, como las que se encuentran debajo de volcanes inactivos, lo que permitiría extraer metales de una solución concentrada en lugar de una roca sólida. Además, Hogg y Blundy creen que los fluidos calientes que se encuentran en los volcanes podrían usarse para  producir energía geotérmica. para hacer que el proceso de extracción de metales sea neutro en carbono, lo que significa que potencialmente ya no sería necesario realizar los procesos intensivos en energía asociados con las operaciones mineras típicas.
     
    Si bien hay abundante energía geotérmica escondida dentro de la tierra, acceder a ella no siempre ha sido tan fácil. Las herramientas necesarias para acceder y extraer esta energía de manera efectiva no existían en el pasado, lo que significa que ha habido una  inversión insuficiente significativa en tecnologías geotérmicas  en décadas anteriores, ya que se pensaba que era una causa perdida. Sin embargo, a medida que los gobiernos impulsan una transición verde y apoyan la investigación y la innovación en una amplia gama de fuentes de energía verde, gradualmente estamos obteniendo una mejor comprensión de la energía geotérmica y cómo podemos aprovechar su poder. 
     
    La energía geotérmica generalmente proviene del subsuelo, producida al convertir la energía térmica debajo de la corteza terrestre. Se accede a la energía mediante la excavación de pozos de una milla de profundidad para llegar a depósitos subterráneos para acceder al vapor y al agua caliente, que pueden hacer girar turbinas conectadas a generadores de electricidad. Las nuevas tecnologías han permitido a varios países aprovechar sus recursos geotérmicos en los últimos años, incluidos Islandia, El Salvador, Nueva Zelanda, Kenia y Filipinas. De hecho, la energía geotérmica satisface más del  90 por ciento de la demanda de calefacción de Islandia . 
     
    Pero ahora, los científicos  sugieren  que los volcanes pueden ser una fuente abundante de energía geotérmica. Investigadores del Servicio Geológico de Canadá han estado investigando si es posible acceder a la energía geotérmica de Mount Meager y Mount Cayley. Hasta ahora, su investigación sugiere que existe un "alto potencial" para extraer energía geotérmica de los volcanes en Canadá, especialmente del Monte Meager. A medida que continúa liberando gases volcánicos, muestra que el volcán permanece bastante activo. Ambos volcanes en la parte superior de depósitos subterráneos extremadamente calientes que  podrían usarse para generar electricidad.. Pero para acceder a esta energía geotérmica, sería necesario bombear líquido caliente a las instalaciones cercanas, lo que requeriría perforar para liberar el vapor del depósito. Este vapor podría impulsar una turbina, de la misma manera que la producción de energía geotérmica convencional. Sin embargo, al igual que con el acceso a la energía geotérmica subterránea, es posible que se requiera una inversión significativa en investigación y exploración para aprovechar este poder. 
    A medida que se inyectan más fondos para la investigación y la innovación en una amplia combinación de energía verde y tecnologías relacionadas, los científicos y expertos en energía ven cada vez más el potencial de las fuentes de energía que antes se pasaban por alto. Es probable que los países puedan acceder tanto a los metales necesarios para apoyar los proyectos de energía renovable como a la energía geotérmica de sus volcanes inactivos. Pero poner esto en práctica requerirá mucha más investigación y comprensión de la geología, así como la inversión en el equipo necesario para poner en marcha estas operaciones. 
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com