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  • 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

  • '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.

  • Análisis - ¿El hidrógeno es la solución?

    Por otra parte, tenemos el hidrógeno blanco, al cual también se le ha puesto mucha esperanza. Este tipo de hidrógeno es de origen natural y se encuentra en el subsuelo atrapado con un mecanismo similar a como se entrampan los hidrocarburos, es decir, su extracción está alineada a la perforación de pozos parecidos a los petroleros.

    El mundo se encuentra en una gran encrucijada, aún no se ha desarrollado la fórmula energética que nos permita disminuir las emisiones causantes del cambio climático. Dentro de las nuevas ideas, aparece el hidrógeno, un energético con una capacidad de generación de energía de cerca de 39 kWh/kg, es decir, en 1 kg de hidrógeno podemos tener 130 veces más energía que en 1 kg de baterías de última tecnología.

    En ese contexto, el hidrógeno se perfila como un energético capaz de reemplazar a los combustibles fósiles.

    Sin embargo, quedarnos solo con la idea del párrafo anterior nos llena de esperanzas, no obstante, debemos revisar ahora las dificultades del hidrógeno, cómo lo encontramos y/o lo generamos de manera eficiente. Para esto debemos saber que el hidrógeno es clasificado por colores dependiendo de su procedencia, la mayoría de los colores son hidrógeno producido por hidrocarburos, pero los que están tomando mucha fuerza para nuestro país es el hidrógeno verde y el blanco. Con respecto al primero, estuve en la universidad de La Guajira hace unas semanas con el grupo de investigación Destacar mientras se probaba su piloto de hidrógeno verde, que consiste en separar la molécula del agua a partir de electricidad generada por energía solar y/o eólica. Como resultado de la prueba tenemos que para producir 1 m3 de hidrógeno se requieren cerca de 4.8 kwt de electricidad, pero, esa cantidad de hidrógeno solo produce 3.4 kwt, es decir, la operación es negativa, gasto más energía en la hidrólisis que la que puedo producir con el hidrógeno, lo cual complica su rentabilidad. por eso se está volviendo una opción mezclarlo con otros productos para generarle valor, por ejemplo, mezclar el hidrógeno con el CO2 para producir, metano, metanol o incluso fertilizantes, algo que funciona además como una forma de capturar y reutilizar el CO2 que tantas preocupaciones nos trae.

    Por otra parte, tenemos el hidrógeno blanco, al cual también se le ha puesto mucha esperanza. Este tipo de hidrógeno es de origen natural y se encuentra en el subsuelo atrapado con un mecanismo similar a como se entrampan los hidrocarburos, es decir, su extracción está alineada a la perforación de pozos parecidos a los petroleros. Sin embargo, la cosa no es tan sencilla, en la cumbre del petróleo y gas realizada en Cartagena el mes pasado, el director de hidrógeno blanco del Servicio Geológico Colombiano explicó los retos, el que más me impactó, es que aún no sabemos en el mundo, como explorar yacimientos de hidrógeno, no tenemos mucha idea de donde y como se acumulan y que es algo demasiado inmaduro, solo hay un depósito comercial en el mundo y se encontró por casualidad, y sus características no se han encontrado en otra parte del mundo. En otras palabras, no contemos en el país con hidrógeno blanco por lo menos de aquí a 30 años, aunque países como Japón, declinaron 4 años de inversión en exploración de hidrógeno blanco.

    Por: Amat Zuluaga
    *Profesor de la facultad de Ingenierías de la Universidad del Área Andina, sede Valledupar.


    Fuente: ElHeraldo

  • 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

  • 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

  • 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 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

  • 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.

  • 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

  • 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.
     

  • 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

  • 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.

  • Opinión - ¿Condenados al subdesarrollo energético?

    Por: Amat Zuluaga

    Hace poco venía leyendo un informe muy interesante de Simón Michaux del servicio geológico de Finlandia en el 2021, donde entre muchas cosas, hace un análisis sobre qué pasaría en términos energéticos si todos los países fueran desarrollados, es decir, que todos los países del tercer mundo empezaran a consumir energía a las tasas de por ejemplo la sociedad europea.

    Las proyecciones que se han hecho en la actualidad sobre el sector energético como el aumento en el consumo y la producción de energía, ha sido basado en el crecimiento actual que va teniendo cada país, es decir, se proyecta la energía que un país consume de acuerdo a su histórico de consumo y sus tasas de crecimiento. Sin embargo, hay cosas que llaman mucho la atención, pues, el mundo tiene contrastes, hay países desarrollados que tienen niveles muy altos de consumo de energéticos y hay países subdesarrollados que consumen muy poca energía. En ese sentido, nos damos cuenta que las estimaciones de consumo energético y la transición energética no contempla que los países subdesarrollados sueñan y trabajan por desarrollarse y que eso implica que se deban proyectar escenarios con mayor oferta energética que los escenarios actuales.

    En su análisis tomó como base una economía como la alemana (una economía sólida, un nivel de vida muy alto y un consumo energético muy por encima de la media global) allí calculó el consumo de petróleo y gas per cápita anual y lo proyectó a toda la humanidad, es decir, como si todos los países consumiéramos como Alemania. Obtuvo como resultado que deberíamos producir cerca de 216 millones de barriles de petróleo al día lo que significa duplicar y un poco más la producción diaria actual, eso sería equivalente a descubrir 30 campos petrolíferos iguales al mega campo Ghawar de Arabia Saudita. Además, deberíamos producir 8 mil millones de metros cúbicos de gas diarios, lo cual significa también duplicar y un poco más la producción mundial actual de gas. Esto cubriría la necesidad tanto energética como de todos los usos que le damos a los hidrocarburos.

    Estos valores son exorbitantes y nos deberían poner a pensar y replantearnos muchas cosas. Particularmente, me surgen dos preguntas, la primera es ¿tendremos la capacidad de producir a esas tasas casi imposibles teniendo en cuenta que los hidrocarburos son recursos finitos y que muchos campos están en su fase final de su producción? Como muy seguramente esto no es posible entonces me surge la siguiente pregunta ¿Es posible que países del tercer mundo como Colombia puedan desarrollarse? De esto no estoy muy seguro, aunque claramente algunos países puedan llegar a desarrollarse, hay economías emergentes con estrategias muy interesantes, sin embargo, como dicen por ahí “No Habrá cama pa´ tanta gente” y para poder surgir tenemos que ser extremadamente inteligentes.



    Fuente: Elheraldo.co

  • Opinión - Al Net Zero no se llega así


    Esto significa que el consumo energético mundial crece 21 veces más que la producción de energía renovables con las que se quiere llegar al Net Zero. Yo concluyo que impacta más al medio ambiente y al planeta hacer algo con las emisiones y trabajar con ellas que reemplazar la energía con nuevas fuentes.  

    La humanidad necesita disminuir sus emisiones a la atmosfera para no sufrir de manera más drástica los embates del cambio climático, y hemos culpado de toda esta situación a los combustibles fósiles. Yo no puedo estar totalmente de acuerdo con esto por la sencilla razón que la industria (quien produce el alimento, los medicamentos, el agua potable, el saneamiento básico, nuestras ciudades, etc.) depende del carbón, petróleo y gas. Ojo, esto no quiere decir, que no esté de acuerdo con que debemos salir de ellos de manera progresiva (igualmente son recursos no renovables), pero si que le demos una mirada diferente al problema.

    Si todo lo que genere emisiones se corta de raíz, entonces, nos quedaríamos sin ganadería, sin agricultura, sin industria maderera, sin tecnología, etc. Creo que ese claramente no es el camino, por el contrario, deberíamos entonces buscarles solución a las emisiones de CO2, capturarlas y darle un uso industrial (que sí que lo tiene) para generarle valor y poder ahora sí recircular.

    Desafortunadamente, a nivel mundial y en los planes del Net Zero la cosa no se ve así, pues su principal objetivo es reducir emisiones con la utilización de nuevas energías, algo que tiene muchas implicaciones negativas en términos de minerales que hemos hablado en muchas de las columnas anteriores. Pero, ¿así como vamos llegaremos al Net Zero?, es mejor dar unos daticos para entender si lograremos o no llegar a ese objetivo tan anhelado. Antes que nada, miremos la evolución de la matriz energética, en 1970 el 94% de la energía provenía de fuentes fósiles y el 6% restante de hidráulica y un poquito de nuclear, en el 2000, el 87% provenía de fuentes fósiles, 7% hidráulica y 6% nuclear, es decir, en 30 años se desplazó a los hidrocarburos 7% de la matriz. Sin embargo, al año 2019 y con la entrada de nuevos energéticos y el boom de la transición, la matriz fósil solo se redujo en 2.7% (84.3%) en 20 años. Esto podría parecer anti intuitivo, pero, no solo debemos pensar en cuanta energía generamos con las nuevas fuentes sino cuanto crece el consumo energético de la humanidad en el tiempo.

    La buena noticia es que este dato también se los presento: las energías renovables que más crecen son la solar y eólica y estas representan el 12.2% de la energía eléctrica del mundo, la energía eléctrica representa solo el 10% de la energía mundial total, es decir, la energía solar y eólica representan en su totalidad cerca del 1.2% de la energía mundial total y su crecimiento en el 2022 fue de 9.6%, aunque suena alentador eso es solo el 0.1% de la energía total mundial, ahora bien, el aumento del consumo energético mundial total en el 2022 fue de 2.1%. Esto significa que el consumo energético mundial crece 21 veces más que la producción de energía renovables con las que se quiere llegar al Net Zero. Yo concluyo que impacta más al medio ambiente y al planeta hacer algo con las emisiones y trabajar con ellas que reemplazar la energía con nuevas fuentes.


    Por: Amat Zuluaga - *Profesor de la facultad de ingeniería de la Universidad del Área Andina – Valledupar.
     

  • Putin da un giro a su postura y promete que Rusia será un país neutro en carbono en 2060

    El presidente Vladimir Putin declaró el miércoles que Rusia intentará alcanzar la neutralidad en materia de emisiones de carbono en un plazo de cuatro décadas, lo que supone un sorprendente cambio en su postura sobre el cambio climático.

    "Nos hemos fijado un objetivo concreto: no más tarde de 2060", dijo Putin en su discurso en la conferencia de la Russian Energy Week en Moscú.

    Su promesa es la última de una serie de compromisos ecológicos nacionales anunciados antes de las conversaciones sobre el clima patrocinadas por las Naciones Unidas que comenzarán en Glasgow (Escocia) a finales de mes.

    El anuncio se produce justo antes de las conversaciones mundiales sobre el clima en Glasgow

    Rusia, uno de los principales productores de petróleo del mundo y el cuarto mayor emisor de gases de efecto invernadero, se había resistido hasta ahora a la presión internacional para frenar el calentamiento global, y Putin había desestimado hasta hace poco los riesgos que plantea el aumento de las temperaturas.

    El país ratificó el acuerdo climático de París de 2015 hace dos años, pero apenas tomó medidas hasta que Putin ordenó el desarrollo de una estrategia contra las emisiones de CO2 en junio. Y en julio firmó una ley sobre el clima que establece un marco para los proyectos ecológicos y el desarrollo del comercio de carbono.

    La mayoría de las grandes economías tienen como objetivo eliminar sus emisiones para 2050. Sólo China, que aún se considera un país en vías de desarrollo, tiene un objetivo de neutralidad de carbono para 2060.

    Los comentarios de Putin fueron la primera confirmación oficial de que Rusia podría finalmente tomar medidas para empezar a alejar su economía respecto a los combustibles fósiles.

    El plan se estaba estudiando a principios de este mes, según declaró la semana pasada una persona familiarizada con la situación. Rusia también está estudiando el compromiso de reducir las emisiones netas de dióxido de carbono en un 79% entre 2019 y 2050, según un borrador de estrategia sobre el carbono visto por Bloomberg News.

    El documento está siendo debatido por los ministros, según el servicio de prensa del Ministerio de Economía. Es posible que pueda cambiar antes de las conversaciones de Glasgow.


    Fuente: Bloomberg