Minas y Energía

Octubre de 2020 - www.lanotaeconomica.com.co

MINAS Y ENERGÍA Las fuentes renovables ganan fuerza en el planeta, pero falta camino. ¿Qué se está haciendo para alcanzar una generación más limpia?

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La tecnología en pro de la eficiencia energética, avances y retos de los nuevos sistemas de medición.

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ANÁLISIS

INVITADO ESPECIAL

Minería ilegal, el verdadero enemigo

6 Diego Mesa Puyo Ministro de Minas y Energía

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SECCIONES FIJAS

INTERNACIONAL China: ¿el dragón verde?

TECNOLOGÍA Infraestructura de medición avanzada en los sistemas eléctricos

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TEMA CENTRAL

FINANZAS Ingeniería social, un reto para la seguridad informática de las empresas

Un sector con mucho futuro

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VISIÓN EMPRESARIAL

MOVIDAS EMPRESARIALES LÍDERES OPINAN Álvaro Guillermo Rendón Gerente general EPM Ingrid Oliveros Líder del grupo de investigación en Sistemas Eléctricos de Potencia (GISEL) de la Universidad del Norte Juan Camilo Nariño Presidente Asociación Colombiana de Minería (ACM)

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E DITORIAL

Enterrar el carbón ejando de lado la debacle que mostrarán las cifras del cierre de este año, hay elementos estructurales que no pueden ser adjudicados a la llegada del Covid-19. Tal es el caso de la situación del sector carbonífero en Colombia.

Al revisar las cifras del PIB del sector minero, descontando los efectos estacionales, es claro que el sector viene mostrando signos de debilidad desde hace varios trimestres. Sin embargo, 2019, pareció marcar un punto de inflexión al mostrar una expansión de 2,0 %, lo que, frente al -1,9 % de 2018 fue una buena noticia.

Desafortunadamente, el carbón no se montó a ese tren de recuperación.

A la caída de 6,3 % en 2018, se le sumó el estancamiento de 0,3 % en 2019. Por supuesto, en este panorama hay que tener en cuenta que el precio del mineral cayó desde unos máximos superiores a los USD 117 por tonelada a mediados de 2018, a USD 65 a finales de 2019. Con esa descolgada es de esperar que la dinámica del negocio carbonífero se vea resentido.

Así, mientras hace un par de años se hablaba de la posibilidad de alcanzar una producción de 100 millones de toneladas anuales, al cierre de 2020 la cifra estará apenas por encima de ese valor. Por si fuera poco, al momento de escribir este editorial, la huelga que inició a principios de septiembre de este año en Cerrejón -la mina a cielo abierto más grande de Latinoamérica-, no se ha solucionado.

Por cuenta de la parálisis de las operaciones el país deja de recibir $7.000 millones, sin mencionar que para la empresa las pérdidas en el primer semestre de este año bordearon los $370.000 millones. A este lúgubre escenario se le debe agregar el hecho de que no son pocas las trabas que en materia regulatoria y legal se le han puesto a la extracción, exploración y operación de las minas de carbón.

Adicionalmente, no son pocas las voces que se alzan afirmando que el pla-

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neta está caminando la ruta de la transición hacia energías limpias y que, por ello, el sector está condenado a desaparecer. Si bien las energías renovables van en ascenso, la realidad que muestran las cifras de generación energética da cuenta de otra historia.

En el agregado mundial, el carbón representa el 27 % de la generación, mientras que las renovables (sin incluir fuentes hídricas) apenas alcanzan el 5 %. Esto quiere decir que el ocaso del carbón está aún lejano. De hecho, países del Medio Oriente y Asia aumentaron su consumo en 2019 y en China se incrementó la construcción de plantas de generación térmica.

En nuestro caso, Turquía es el principal socio comprador de nuestro carbón, representando cerca del 25 % de nuestras exportaciones del mineral y no tiene indicios de que eso vaya a cambiar a corto plazo. No obstante, esto no quiere decir que el sector está libre de riesgos, la competencia internacional está presente, con Australia, India, Indonesia, y la misma China, como productores fuertes que pueden suplir a los mercados.

Así las cosas, el carbón en Colombia está pasando por un mal momento, pero tiene potencial para recuperarse.

Falta que haya voluntad política para que se facilite la actividad -manteniendo la rigurosidad medioambiental- y no nos quedemos con el carbón enterrado. Sería lamentable que el Cerrejón pase de ser uno de los motores de crecimiento regional en La Guajira, a ser un parque temático para turistas.

Una publicación de MUNDO BIZ S.A.S. Bogotá D.C., Colombia Otubre 2020 - ISSN 0123-3394

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Juan José Escobar Jaramillo Editor en jefe

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A NÁLISIS

Minería ilegal, el verdadero enemigo Según el Ejército Nacional en la explotación de minería ilegal con retroexcavadora, el costo mensual de cada máquina utilizada llega a 18 millones de pesos y se puede obtener una producción bruta mensual de entre 135 y 225 millones de pesos, y una ganancia neta de 86 %.

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ucha controversia surge alrededor del tema de los impactos negativos que la minería puede llegar a causar en el medio ambiente y no son pocos los que inclusive se oponen abiertamente al desarrollo de actividades mineras en Colombia. Si bien es cierto que dicho sector está en capacidad de generar externalidades negativas (como lo hacen todas las actividades humanas), también es posible que las compañías adelanten actividades para compensar, al menos en parte, la pérdida de bienestar que con su accionar pueden ocasionar en las comunidades.

Pero, para que estas compensaciones ocurran es ineludible que las empresas que desarrollen actividades de minería sean totalmente legales y estén obligadas a cumplir los protocolos definidos por las autoridades. Esto está lejos de ocurrir pues, cifras del Ministerio de Minas y Energía dan cuenta de que de los 32 departamentos del país, la minería ilícita está presente en 24 de ellos.

La situación es grave. Por ejemplo, para 2019 se reportaron más de 98 mil hectáreas cubiertas por explotación ilícita de oro de aluvión, de las cuales más del 50 % se encuentra en zonas excluibles de la minería, como parques naturales, humedales de importancia internacional y reservas forestales, entre otras áreas de protección ambiental especial. Este tipo de actividades al margen de la ley hace uso de sustancias tóxicas como el mercurio y el cianuro, que pueden causar daños muy severos a los ecosistemas, atentando contra la fauna y flora.

Explotaciones de este tipo afectan, principalmente a los departamentos de Antioquia, Nariño, Cauca, sur de Bolívar y Chocó, con reportes en tres Parques Nacionales Naturales: Puinawai, en territorios de los departamentos de Guainía, Vichada, Vaupés, Guaviare y Caquetá; Paramillo, ubicado en Antioquia y Córdoba; y Farallones, en el Valle del Cauca.

Tal como lo expone la Agencia Nacional de Minería (ANM), el sector es un jugador muy importante de la economía nacional, pues la minería representa el 1,3 % del PIB del país (en algunas regiones como Cesar y Guajira más del 40 % del PIB departamental), además a ella corresponde el 22 % de las exportaciones, cerca del 15 % de la Inversión Extranjera Directa, genera aproximadamente 152.000 empleos directos y en el año 2019 aportó más de

$2,5 billones de pesos en regalías; todo esto claro está, en un ambiente de legalidad. Al cierre del año pasado se contabilizaban 7.626 títulos mineros vigentes en Colombia En contraposición, la minería ilícita además de que causa daño al medio ambiente, contaminando el agua, el aire y el suelo; tampoco compensa dicha afectación de ninguna forma, no genera ingresos a las arcas nacionales pero sí extrae recursos de gran valor y como si fuera poco, aporta al financiamiento de grupos al margen de la ley, los cuales históricamente habían centrado sus actividades en el narcotráfico, pero hoy muchos operan dragas, motobombas, tubos, mangueras y químicos en las zonas de extracción, las cuales se convierten en paisajes desoladores.

El Gobierno nacional estima que a partir de 2016, cuando iniciaron los controles sobre la comercialización de oro, se dejó de reportar una producción de 30 toneladas año de este mineral, lo que equivale a un valor comercial de alrededor de $3,6 billones de pesos. Esto representa aproximadamente $140 mil millones de pesos en regalías dejadas de percibir durante el año 2019.

La persistencia de la minería ilegal obedece a razones como ausencia estatal y la gran rentabilidad de dicha actividad. La brigada del Ejército encargada de combatirla señala que un kilo de oro vendido informalmente cuesta 90 millones de pesos, y el valor asciende a 135 millones de pesos si es exportado.

En la explotación ilegal con retroexcavadora, el costo mensual de cada máquina llega a 18 millones de pesos y se puede obtener una producción bruta mensual de entre 135 y 225 millones de pesos, y una ganancia neta de hasta 86 %.

Normatividad, un tema crucial para el sector Desde la expedición de Código de Minas el país ha venido tratando de lograr que este sector tenga una dinámica más armónica en su accionar, sin embargo las explotaciones carentes de titulación y diversas controversias legales a través de los años se han convertido en barreras para consolidar la normatividad que permita hacer frente a la ilegalidad del sector.

Con la finalidad de zanjar esta problemática, los Ministerios de Minas, Defensa, Justicia, y Ambiente y Desarrollo Sostenible radicaron ante el Senado en junio de este año Octubre 2020

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ANÁLISIS Muchos mineros tradicionales tienen la voluntad de iniciar este camino. Por esta razón, desde la institucionalidad se han creado herramientas para facilitar el tránsito de alrededor de 27.000 de ellos a la legalidad, de los cuales 12.000 ya han iniciado este proceso.

En agosto de 2019, el Gobierno colombiano volvió a firmar el Convenio de Minamata, acuerdo internacional para detener la producción, importación y exportación de productos que contienen mercurio, con el objetivo de reducir el uso doméstico en 180 toneladas por año y estar libre de éste en 2023. Dado que alrededor del 55 % del mercurio utilizado en Colombia se destina a la extracción de oro, el cumplimiento de dicho objetivo dependerá en gran medida de la capacidad de las autoridades para controlar la extracción de oro, en particular la que se hace de manera ilegal.

Si bien la mayoría de las operaciones de extracción de oro reguladas a gran escala no utilizan mercurio de manera intensiva, su uso sí es muy frecuente entre las operaciones ilegales y de pequeña escala que carecen de la capacidad, los fondos y los incentivos para adoptar alternativas más limpias y seguras. Por ello, el acompañamiento y supervisión de las autoridades es crucial para que el sector sea un impulsor del desarrollo, en lugar de ser un generador de conflictos en las regiones donde se practica esta actividad.

el proyecto de ley que busca fortalecer las medidas para la erradicación de la explotación ilícita de minerales. Con esta iniciativa buscan dotar de instrumentos que permitan judicializar con mayor contundencia toda la cadena relacionada con este flagelo que atenta contra el medio ambiente, las comunidades y los intereses nacionales.

Los impulsores de la iniciativa sostienen que esta es necesaria debido a que el delito de explotación ilícita de minerales en el país tiene penas bajas y no cuenta con conductas agravantes, como la explotación en Parques Nacionales Naturales o áreas protegidas, así como el uso de mercurio o explosivos en la actividad extractiva. Actualmente, explotar minerales sin tener un título minero o habilitación legal minera no es suficiente para ser considerado un delito. Se debe demostrar, además, la gravedad del daño ambiental, lo cual dificulta su tipificación.

Si la iniciativa llega a convertirse en Ley, sería posible judicializar a quienes lleven a cabo actividades de explotación de minerales sin consentimiento previo de la autoridad competente, y por esta actividad se enfrentarían a penas de entre 5 a 12 años, las cuales serían con medidas de detención.

El proyecto de ley contra la explotación ilícita de minerales se suma a otros esfuerzos del Gobierno Nacional en busca de la legalidad, como la formalización minera.

PRECIOS DE ORO EN OPERACIONES PROPIAS DEL BANREP - 2020

Pesos Colombianos

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Precio de venta

Con el convulsionado entorno económico de 2020, el oro se reafirma como un activo refugio, y su atractivo lo ha llevado a aumentar el precio en lo corrido del año. El mayor precio también es un incentivo para incrementar la extracción ilegal en el sector.

Fuente: Banrep

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NVITADO ESPECIAL

El sector minero y su estrategia para la reactivación económica

Diego Mesa Puyo Ministro de Minas y Energía

Economista de la Universidad Concordia, Canadá. Magíster en Economía de la Universidad McGill, del mismo país norteamericano. Ha trabajado en la Comisión Económica para América Latina (Cepal), como analista del Fondo Monetario Internacional y en 2009 se vinculó a la consultora PricewaterhouseCoopers en Canadá. Actualmente es el segundo ministro de Minas y Energía del presidente Iván Duque, nombrado en este cargo en reemplazo de la ministra María Fernanda Suárez.

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rente a un panorama devastador por la actual crisis económica que desencadenó la pandemia del Coronavirus, el sector minero-energético ha tenido que crear nuevas estrategias para seguir aportando al Producto Interno Bruto (PIB) del país y avanzar con los proyectos que están sobre la mesa. Para el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo, es necesario tener ejes de reactivación como la transición energética, la diversificación del carbón y obras que cumplan con altos estándares técni-

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cos, sociales y ambientales, que generen recursos para las diferentes regiones del país. ¿Qué estrategias se deben implementar para que el sector sea uno de los principales para reactivar la economía?

El sector minero-energético se perfila como protagonista de la reactivación sostenible del país con 33 proyectos priorizados que suman más de $35 billones de pesos en inversión y 53.000 empleos en los próximos dos años.

Esta reactivación cuenta con tres ejes estratégicos: acelerar la transición energética con la ejecución de proyectos de energías alternativas, la diversificación de la canasta minera; con tecnología de punta y que cumpla con los más altos estándares ambientales, y la capitalización de la reactivación del sector de hidrocarburos que iniciamos hace dos años. ¿Cuáles son los estímulos que ofrece el Gobierno a las empresas que trabajen con energías limpias?

Con el fin de promover el desarrollo de proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía, en 2014 se expidió la Ley 1715 que otorgó una deducción adicional de renta, aplicable en un plazo de 5 años, de hasta el 50 % del valor de las inversiones en esta materia, la exclusión de IVA por la compra de bienes y servicios, cero aranceles y una depreciación acelerada que no puede superar el 20 % anual. Este beneficio de deducción de renta también se estableció para proyectos de eficiencia energética.

En el actual Plan Nacional de Desarrollo se decidió ampliar estos beneficios tributarios, por lo que la deducción de renta pasó de 5 a 15 años y se estableció una exclusión automática del IVA para la adquisición de paneles solares, inversores de energía y controladores de carga para sistemas de energía solar. Con la expedición del Decreto 829 de 2020, también se reglamenta esta deducción de renta, permitiendo que las empresas nuevas accedan al beneficio a partir del año gravable siguiente a la entrada en operación del proyecto.

La explotación de carbón es una de las actividades que más aporta al PIB en Colombia, ¿Por qué cree que es necesario diversificar la producción minera?

En minería hay una gran oportunidad con proyectos de cobre y oro, fundamentales no solo para reactivar la economía del país, sino también por su rol en la transición energética, porque estos minerales son necesarios para el desarrollo de las turbinas eólicas, los parques solares, las líneas de transmisión o los vehículos eléctricos. Solo por poner un ejemplo: una turbina de 3MW requiere 4,7 toneladas de cobre.

El sector minero representa también una oportunidad para impulsar el desarrollo del país sobre la base de una actividad legal, responsable ambientalmente, incluyente, competitiva y generadora de recursos que apoye la transformación de necesidades en iniciativas de crecimiento económico y mejoramiento de las condiciones de vida de los habitantes a nivel local y nacional. ¿Cómo está manejando el ministerio la minería ilegal en diferentes departamentos del país?

Este Ministerio le apuesta a la “Minería con todas las de la ley”, es decir, una minería que cumple con altos estándares técnicos, sociales y ambientales, y genera recursos que se traducen en obras y beneficios para las regiones del país.

Por eso en el mes de julio, junto a los Ministerios de Defensa, Justicia, y Ambiente y Desarrollo Sostenible, radicamos de manera conjunta el proyecto de ley ante la Comisión Primera del Senado para judicializar con mayor contundencia toda la cadena relacionada con la explotación ilícita de minerales.

Además, la minería con todas las de la ley es fundamental para la reactivación económica: El sector minero con legalidad genera alrededor de 350 mil empleos y más de un millón de empleos indirectos en Colombia, representa el 21 % de las exportaciones, el 15 % de la Inversión Extranjera Directa y el 20 % de las regalías (solo en 2019 aportó $2,5 billones de pesos en regalías). ¿Cuáles son los proyectos de energía eólica que hay en el país?

Uno de los ejes de reactivación sostenible que había nombrado antes era el de la transición energética y por eso avanzamos en la ejecución de 14 proyectos de generación de energía solar y eólica que fueron adjudicados en las subastas de 2019. Estos suman más de $8 billones de pesos en inversión y nos permitirán dar un salto histórico, al pasar de menos de 1 % de generación a partir de renovables no convencionales a más del 12 % en 2022.

Estos proyectos son 9 parques eólicos ubicados en La Guajira y 5 granjas solares en Valle del Cauca, Córdoba, Tolima y Cesar, que se sumarán a otros proyectos de energías renovables. Solo en este segundo semestre entrarán en operación proyectos por más de 330 megavatios, esto es más del doble de lo que hemos instalado en los primeros dos años de Gobierno.

Además, al finalizar este Gobierno, alcanzaremos a dejar instalados más de 2.800 megavatios, con un total de 58 proyectos de iniciativa privada. Finalmente, dejaremos en ejecución más de 1.800 MW más para entrar en operación después de que termine este gobierno.

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INVITADO ESPECIAL

¿Cómo ha ayudado el Gobierno Nacional a que la región Caribe sea una de las zonas con más proyectos de energías renovables en el país?

Dada su ubicación geográfica y características naturales, el Caribe tiene el mayor potencial energético del país. Sólo en el departamento de La Guajira, el potencial de generación eléctrica con fuentes eólica y solar es mayor al de generación hidroeléctrica de todo el territorio nacional, donde hoy cerca del 70 % de la generación depende de fuentes hídricas. Gracias a este potencial y al desarrollo de un marco regulatorio y tributario atractivo, la región Caribe se ha consolidado en este Gobierno como el epicentro de la transición energética de Colombia.

Para complementar este gran atractivo de oferta energética, el Caribe también tiene el mayor potencial de crecimiento en la demanda de energéticos en todo el país. En los últimos 2 años, el consumo de energía eléctrica ha crecido a un ritmo anual de 6,13 %, unos 2,4 puntos porcentuales por encima del promedio nacional, reflejando el desarrollo económico y comercial que ha experimentado esta región que alberga al 25 % de la población colombiana. A futuro, se espera que la demanda continúe creciendo, pues el 85 % de las exportaciones nacionales salen por puertos ubicados en el Caribe, lo cual se incrementará, entre otras cosas, gracias a las políticas de near shoring impulsadas por el Ministerio de Comercio, y que están adoptando las administraciones municipales y departamentales. ¿En qué consiste la llegada de EPM y Consorcio de la Costa (Enerpereira) como operadores para la región caribe?

En agosto de 2018 asumimos un doble compromiso con los más de diez millones de habitantes de la Región Caribe, por eso, desde el primer día actuamos con determinación para poner de una vez por todas punto final al ciclo perverso de bajas inversiones, que ocasionaron el deterioro de la infraestructura eléctrica de la región y, en consecuencia, la mala calidad del servicio.

Esto lo logramos con una inversión de $2.97 billones de pesos, avanzando en la ejecución de las obras del ‘Plan 5 Caribe’ y duplicando el número de obras que entraron en operación, al pasar de 9 a 21 proyectos, además, actualmente otros 16 proyectos se encuentran en construcción.

Con al apoyo de la bancada Caribe en el Congreso de la República, logramos incorporar varias medidas en el Plan Nacional de Desarrollo que fueron determinantes y definitivas. La Nación asumió el pasivo de Electricaribe asociado al Fondo Empresarial y el pasivo pensional y garantizamos los

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recursos para la continuidad de la prestación del servicio en la región, a través de una sobretasa nacional para los usuarios de los estratos 4, 5 y 6, usuarios comerciales e industriales, y los no regulados del servicio de energía eléctrica.

Gracias a este trabajo y otras medidas adicionales, pudimos anunciarle a 10 millones de compatriotas la llegada de los nuevos operadores de energía para la Región Caribe a través de Afinia y Aire, empresas que adquirieron compromisos de inversiones por $3,2 billones y $2,6 billones en los próximos 5 años. ¿Cómo está Colombia con la producción de petróleo?

Durante el mes agosto se registró un incremento en la producción del 0,97 % frente a los datos reportados en julio pasado, al pasar de 734.987 bpd (barriles por día) a 742.091. Esto luego de la doble afectación que se registró para el sector por los precios internacionales y la pandemia por COVID-19, lo que llevó a que la producción de petróleo en Colombia se viera afectada y se redujeran los presupuestos para las operaciones de exploración y producción.

Razón por la cual, la producción promedio de crudo en lo corrido del año (hasta agosto), muestra una reducción del 10,57 % con respecto al 2019.

Los departamentos Meta, Casanare, Santander, Putumayo y Cesar (que aportan un 82 % de la producción de crudo del país) han sido los más afectados mostrando una reducción en la producción de 127.160 BOPD comparada con la producción del año 2019. ¿Cree que es necesario comenzar a hacer pilotos de fracking en Colombia?

Es necesario que el país pueda dar una discusión informada sobre el futuro de su autosuficiencia energética y tomar decisiones con base en fundamentos técnicos, ambientales y sociales, de cara a la ciudadanía.

Eso es exactamente lo que buscan los proyectos piloto de investigación integral, que recomendó la Comisión de Expertos y autorizó el Consejo de Estado, y por eso desde el Gobierno Nacional estamos acogiendo plenamente dichas recomendaciones.

Los Proyectos Piloto de Investigación Integral son procesos integrales de investigación técnica y científica, de carácter temporal, que buscan recopilar información social, ambiental, operacional y del potencial de gas y petróleo bajo la técnica de fracturamiento hidráulico multietapa con perforación horizontal. También buscan generar fortalecimiento institucional, promover la participación ciudadana y evaluar los efectos de esta técnica en Colombia.

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SEGURIDAD EN LA OPERACIÓN MINERA, NUEVOS DESAFÍOS

ese a las dificultades que enfrentan los sectores de minería e hidrocarburos por la baja en los precios internacionales, en especial el carbón y el petróleo, estos continúan consolidándose como el motor que le ha permitido a la economía Colombiana ser reconocida entre las más estables de América Latina.

Un factor fundamental entre los desafíos que afrontan dichos sectores, es la seguridad de sus operaciones en campo, puertos, sedes administrativas, así como la protección de sus ejecutivos y colaboradores. En un contexto nacional que, después de firmado el acuerdo de paz con las FARC, continúa siendo hostil no solamente por las amenazas de la delincuencia común, sino también por las acciones de los Grupos Armados Organizados (GAO) y los Grupos Delincuenciales Organizados (GDO), nuevas estructuras de agentes generadores de violencia con áreas de influencia en las regiones en donde se llevan a cabo las operaciones de exploración y extracción minera.

Aunque el Estado colombiano, a través de la Fuerza Pública desarrolla su política de seguridad y defensa nacional, que incluye el control del territorio y la disrupción del delito, sus acciones se tornan insuficientes para contrarrestar todas las manifestaciones de los diferentes actores que afectan el normal desarrollo de las actividades de las empresas. Por esta razón, la seguridad privada emerge como el aliado estratégico que les permite a las organizaciones alcanzar sus objetivos con las condiciones de seguridad y protección requeridas.

La evolución de las compañías de vigilancia y seguridad privada es un proceso que avanza a la par con el desarrollo empresarial y la mutación de las amenazas en nuevas formas de accionar delictivo, es así como además de los servicios tradicionales de seguridad con componente humano con y sin

armas, vienen en continuo crecimiento otras líneas de negocio que les proporcionan a los usuarios de los sectores minero y de hidrocarburos, herramientas que les permiten cerrar las brechas y restarle cada vez más espacio a la delincuencia.

SEVIN LTDA, en cumplimiento del objetivo expresado en su eslogan “Seguridad integral” diseña sistemas de seguridad que cubren las vulnerabilidades y mitigan los riesgos inherentes a las operaciones mineras en Colombia, a través de sus líneas de negocio constituidas por: Vigilancia humana con y sin armas, seguridad canina, proyectos de CCTV, control de acceso y detección, consultoría, monitoreo GPS y GPRS, escolta de personas y carga crítica; enmarcados en sus sistemas de gestión que garantizan estándares de calidad, control y seguridad, ambiental, SST y respeto por los derechos humanos, lo que garantiza confiabilidad y alineación con las políticas de sostenibilidad de sus usuarios.

Para el logro de estos objetivos, SEVIN LTDA se ha adaptado a las necesidades de las operaciones en campo abierto mediante el uso de recursos como la vigilancia aérea con drones, vigilancia móvil en terrenos agrestes con vehículos 4X4, cuatri motos y caballos así como la acreditación como Organización de Protección Reconocida (OPR) otorgada por la Dirección General Marítima (DIMAR) que le permite la prestación de sus servicios en puertos.

La adaptabilidad a los nuevos escenarios es una necesidad para las compañías en quienes se confía la seguridad y protección de las organizaciones de estos importantes sectores de la economía.

Roosevelt Calceto Ospina Gerente General Sevin Ltda

L EGAL

Sector Minero Energético

Panorama de las energías renovables: retos y perspectivas DIEGO JAVIER MUÑOZ LANCHEROS

Director Departamento de Derecho Público Moncada & Barrero Abogados d.munoz@moncadaabogados.com.co

ucho se ha escrito sobre las expectativas y retos que implica la implementación de energías renovables. Sus bondades y efectos frente al medio ambiente y a los costos a largo plazo son más que evidentes1 y sin duda, las políticas gu-

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bernamentales han hecho importantes avances desde hace varios años en los países industrializados2.

En efecto, no ha sido poca la preocupación para suplir los combustibles fósiles, petróleo, gas y carbón, por otro tipo de energías para satisfacer las necesidades energéticas; un ejemplo internacional fue la política de Richard Nixon con el proyecto “Independencia” en la década de los 70, el cual si

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bien era la respuesta a la guerra comercial por el petróleo en oriente medio, sirvió como escenario para implementar medidas como el diseño de edificios que aprovecharan las energías renovables, el desarrollo del automóvil eléctrico, las baterías de electrolito acuoso, la energía solar y la industria nuclear3.

El 24 de septiembre de 2020 y a los 5 años de la firma del Acuerdo de París, en el marco de la mesa redonda sobre cambio climático realizada a propósito de la 75ª Asamblea General de la ONU, se hizo aún más latente la necesidad de acudir a energías limpias dadas las excesivas concentraciones de gases de efecto invernadero, las emisiones de dióxido de carbono de combustibles fósiles y, la gran cantidad de incendios forestales alcanzados en varios lugares del planeta.

En nuestro país aún queda mucho camino y se requiere de muchos esfuerzos público-privados para permitir que las energías renovables y sus benéficos efectos sean una realidad, debido entre otras cosas, a los retos ambientales, la falta de confianza del consumidor en cuanto a la fiabilidad y estabilidad del suministro, el eterno problema de las consultas previas con las comunidades, la falta de una red que en el caso de la energía eólica que transporte la energía desde el sitio de generación, el alto precio de fabricación de los sistemas tecnológicos, y más aún, la falta de una política de Estado que supere el aspecto financiero y político y marque el derrotero para los años venideros.

A pesar de ello, hay varios síntomas que parecieran mostrar un panorama más amable y alentador para nuestro caso, comenzando por el reconocimiento de que las reservas de petróleo son limitadas y que sí o sí, debemos hacer algo ya: estudios recientes demuestran que en el caso colombiano, las reservas del petróleo se prevén por un término de 6,3 años según información de la Presidencia de la República (abril 2020).

Resulta valioso reconocer la necesidad de proteger el medio ambiente y de no depender exclusivamente de la energía que suministra el sistema hidroeléctrico. En esta línea, es una realidad el gran potencial de la Guajira como escenario para desarrollar parques de energía eólica,4 incluso en proyectos costa afuera (off shore); a hoy según fuentes oficiales (Min. Minas) hay 9 proyectos en ese departamento y se espera la instalación de 2.600 torres y sus aerogeneradores de energía para el año 2031. A la fecha, solo funciona el Parque Eólico Jepírachi de EPM, el cual estará en operación hasta 2023.

Adicionalmente, se han configurado instrumentos que tratan de incentivar el sector, como la Ley 1715 de 2014

y las resoluciones No. 196 de 31 de agosto de 2020 y 203 de 3 de septiembre de 2020 de la UPME, que reglamentan los procedimientos para obtener el certificado que permite acceder a los beneficios tributarios para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía- FNCE: descuento en el impuesto de renta, exclusión de IVA, exención de arancel y depreciación acelerada, y para proyectos de Gestión Eficiente de Energía- GEE: exclusión de IVA, descuento de renta y deducción de renta.

Desde el año 2016, se han presentado 783 proyectos de FNCE, de los cuales, por ejemplo, 706 han sido de energía solar.5 A la fecha, hay 226 proyectos solares, 49 de pequeñas centrales hidroeléctricas, 15 de parques eólicos y 4 de biomasa. En agosto de este año el Grupo Ecopetrol, por medio de su filial Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos, adjudicó a la compañía AES Colombia la construcción del Parque Solar San Fernando en el municipio de Castilla La Nueva, en el Meta, para autogeneración de energía (50 MW) por 15 años y con el fin de autoabastecer parte de la demanda de energía de las operaciones de Ecopetrol y Cenit en los llanos orientales. Para 2020 se incluyen inversiones por más de US$140 millones en energías renovables y descarbonización, para lograr su propósito de incorporar generación por 300 MW renovables al 2022. Estas acciones redundan positivamente para fortalecer la autonomía eléctrica del país y coadyuvan a reducir el efecto invernadero.

En definitiva, el papel de las energías renovables no solo juega un importante rol frente a sus ya conocidos beneficios, sino respecto de la recuperación de la economía de cara a los efectos del coronavirus,6 con cuyo desarrollo se espera crear puestos de trabajo que ayuden a reducir las cifras de desempleo. Como caso positivo del aprovechamiento de energías renovables, tenemos los resultados en India, en donde según cifras oficiales de la ONU,7 durante la pandemia la proporción de energía renovable aumentó del 17% al 24%, mientras que la energía a carbón disminuyó del 76% al 66%.

Colombia es privilegiada gracias a la irradiación solar y la potencia de sus vientos. Es hora de capitalizar los esfuerzos que se han realizado, mejorar y afinar las herramientas que tenemos y ser creativos a la hora de incentivar el acceso a la tecnología en condiciones económicas viables.

El cambio climático y la necesidad de abastecer al país de energía limpia, exigen una dinámica más eficiente en todos los escenarios, así como la toma de decisiones prácticas y útiles en orden a que el sueño de las energías renovables en Colombia, sea una realidad.

“El acceso a energía es esencial para poner fin a la pobreza. A nivel mundial, más de 1000 millones de personas viven sin electricidad,y otros 3000 millones utilizan combustibles contaminantes como leña u otra biomasa para cocinar o calefaccionar sus vivienda”. https://www.bancomundial.org/es/topic/energy/overview Alemania “acaba de batir un récord silencioso: cerca de un 52 por ciento de su electricidad proviene este año de energías renovables, superando ya el 44 por ciento de 2019”. https://www.dw.com/ es/alemania-bate-nuevo-récord-en-energ%C3%ADas-renovables-en-la pandemia/a-53375705 . El caso de Dinamarca es el más representativo: “Se considera seguro que los daneses alcanzarán el objetivo de una producción de energía 100% neutra para el clima hasta el año 2028, meta que fue fijada por una amplia mayoría en el parlamento danés, gracias sobre todo a la energía eólica”. https:// www.deutschland.de/es/topic/medio-ambiente/la-energia-eolica-es-un-modelo-de-exito-en-dinamarca 3 Frankopan Peter; “El Corazón del Mundo”. Edit. Crítica, octubre de 2016.

4 https://id.presidencia.gov.co/Paginas/prensa/2018/181013-Gobierno-Nacional-lanza-ambicioso-programa-de-energia-renovable.aspx 5 Informe No.12. Fecha de corte: diciembre 31 de 2019, UPME 6 “Fiebre por las renovables: Bank of America 'compra' la mitad de las utilities europeas”. https://www.larepublica.co/globoeconomia/fiebre-por-las-renovables-bank-of-america-compra-la-mitad-de-las-utilities-europeas-3029449 7 “India puede convertirse en una “superpotencia mundial” contra el cambio climático”: https://news.un.org/es/story/2020/08/1479632 1

2

Octubre 2020

15

I

NTERNACIONAL

China: ¿el dragón verde?

Aunque china es reconocido como el mayor responsable de emisiones de gases de efecto invernadero, también es el principal agregador de energías renovables. Si bien estas son buenas noticias, el camino hacia la transición energética no está libre de obstáculos y la carrera contra el tiempo no da espera.

urante finales del siglo XX y lo que va transcurrido del XXI, China es reconocida, entre otras cosas, por ser la principal fábrica del mundo. Prácticamente, todas las cadenas de valor tienen un eslabón relacionado con el gigante asiático, de tal suerte que es casi imposible consumir un producto que no tenga un componente o ensamblaje chino.

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El porqué de esto tiene múltiples aristas, que van desde las condiciones laborales, el sistema político, hasta normatividades ambientales, que favorecen la reducción de costos -aunque a expensas de otros problemas-. Por cuenta de un compromiso ambiental que dista de ser óptimo, China da cuenta del 28 % de las emisiones globales de CO2 (en segundo lugar, está EE. UU. con el 15 %), debido a la generación eléctrica por medio de termoeléctricas sin mayores regulaciones, así como por el crecimiento de su parque automotor.

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Por supuesto, no hay que olvidar que el país asiático tiene una población de casi 1.400 millones de habitantes, algo así como el 17,5 % de la población global, por lo que al llevar dichas emisiones a cifras per cápita, China pasa a ocupar la mitad de la tabla de contaminantes. Sin embargo, eso no mengua la responsabilidad de reducir su huella de carbono.

En este sentido, hace pocas semanas el presidente Xi Jingping anunció que China va a fortalecer sus medidas ambientales y espera alcanzar la neutralidad de carbono antes de 2060 -aunque mantiene actividades carboníferas que están excesivamente alejadas de los requerimientos del acuerdo de París-. Cabe aclarar que, para ese entonces, podría ser demasiado tarde para el planeta, pero se anota la buena intención de, al menos, reconocer el ser parte del problema.

Ahora bien, no todo está sobre el papel. Si bien China se mantiene como el principal emisor de gases contaminantes, también se le debe reconocer el hecho de haber sido el principal contribuidor, en 2019, del crecimiento de energías renovables, al aportar alrededor de 0,8 EJ. Este tipo de ci-

fras deja ver una luz de esperanza, pero todavía en medio de mucha incertidumbre sobre su sostenibilidad a largo plazo.

Tendencia en fuentes limpias Por lo general, lo más sencillo es quedarse con el panorama negativo de la noticia. No obstante, en el caso de la transición energética china, hay razones para mantener el ánimo. En la actualidad este país produce la mayor parte de celdas solares, turbinas eólicas, vehículos eléctricos y baterías de litio.

De hecho, China ha triplicado la generación solar de EE. UU. y es 55 % superior a la europea. Adicionalmente, da cuenta de más del 50 % de las ventas mundiales de vehículos eléctricos (pese a que, como se dijo, tiene el 17,5 % de la población mundial), responde por el 54 % de la capacidad de instalaciones de turbinas eólicas y por el 75 % de la producción global de baterías de iones de litio. La transformación, entonces, no es improvisada.

OFERTA DE CELDAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Resto del mundo

150

EE.UU. Malasia

Gigawatts

120

Japón Europa

90

Taiwán China

60

30

2000

2019

No hay duda de que el crecimiento de la energía solar fotovoltaica ha sido sostenido en la última década. El aporte de la manufactura de celdas solares chinas ha sido fundamental para ese crecimiento y, de hecho, su dinámica es, prácticamente, la de todo el planeta.

Fuente: International Energy Agency

Las razones de esta expansión de la generación limpia en China tienen que ver con la disminución en los costos, no solo de las materias primas per se, sino por la implementación de mejores técnicas de manufactura, donde la automatización ha sido fundamental. Con las ganancias en productividad en el sector de energía solar, por ejemplo, ha sido posible pasar costos de USD 2,5 por watt en 2009, a menos de USD 0,1 en la actualidad.

Estas reducciones de costos permitirían que, para 2030, el 62 % de la generación eléctrica china se base en fuentes no fósiles, al tiempo que los costos tendrían una reducción superior al 10 % en comparación con el escenario actual. En este sentido, la transición energética del país asiático -y, posi-

blemente, de cualquier otra nación- tendrá efectos positivos a largo plazo no solo en materia ambiental sino financiera.

Lo anterior, teniendo en cuenta que, a nivel global, los costos ponderados promedio de la infraestructura de energía fotovoltaica, eólica y de almacenamiento de energía en baterías cayeron, entre 2010 y 2018, entre el 35 % (para el caso de la eólica) y el 85 % (para el almacenamiento).

Avances con lastre Ahora bien, aunque China es el primer agregador de energías limpias del planeta, el ritmo al cual lo hace se ha desacelerado desde 2018. Mientras en ese año el país asiáOctubre 2020

17

INTERNACIONAL

tico sumó 66 GW entre fuentes solares fotovoltaicas y eólicas, para 2019 hubo una reducción del 10 %, al incrementar en 59 GW este tipo de generación.

La explicación no es única, pues la complejidad con la cual se mueve el mercado energético y la inversión en su infraestructura tiene tanto de largo como de ancho, dentro de lo cual están, obviamente, de políticas públicas.

En este sentido, las tarifas de alimentación de energías renovables (FIT, por sus siglas en inglés) juegan un papel preponderante. Estas tarifas tienen por objeto ofrecer contratos a largo plazo a los generadores de energías renovables. La idea detrás de ello es incentivar la inversión en este tipo de infraestructura al garantizar un pago por unidad de energía y, por lo general tiene un esquema de reducciones conforme pasa el tiempo con el fin de promover la innovación, productividad y reducción de costos.

Sin embargo, en la medida en que dichos costos de generación han ido cayendo, los reguladores chinos se han visto en la necesidad de ajustar sus esquemas tarifarios, al punto de, en algunos casos, liquidarlos. Esto, como es de esperar, desincentiva la inversión en estas tecnologías y explica parte de la desaceleración de los últimos años.

ADICIONES ANUALES DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA EN CHINA GW 60 50 40 30 20 10 0

53 44 34 11 2014

30

15

2015

2016

2017

2018

2019

ADICIONES ANUALES DE ENERGÍA EÓLICA EN CHINA GW 60 50 40 30 20 10 0

34 20

2014

2015

17

16

20

2016

2017

2018

26

2019

Pese a que China tiene un gran avance en implementación de fuentes de energía renovables, en los últimos dos años su ritmo se ha desacelerado. La principal razón de esto tiene que ver con la liquidación de las tarifas de alimentación de energía renovable (FIT), debido a que la reducción de los costos de este tipo de fuentes energéticas ha generados picos y valles en la construcción de esta infraestructura a la vez que los reguladores se retrasan con los ajustes de las FIT para evitar el recalentamiento del mercado.

Fuente: The Oxford Institute for Energy Studies

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Octubre 2020

A la par con el desmonte de este tipo de iniciativas, el Gobierno chino ha empezado a dar incentivos a otro tipo de extracción de nuevas energías, entre las cuales se cuenta el uso del fracking, la extracción de metano a partir de carbón.

Además, se mantiene la agregación de capacidad energética a partir de carbón (por cuanto se ve como una alternativa confiables antes posibles cortes energéticos). Con esto ha habido una reconfiguración de la inversión disponible para la generación energética.

Adicionalmente, las autoridades chinas ya han empezado a equiparar la competencia entre las energías renovables y las fuentes tradicionales, con lo cual ambos tipos tienen que enfrentarse en las subastas para asignar los contratos de generación. Esto, aunque con los costos cada vez más bajos de las energías renovables estas tienen las de ganar, ha sido un freno para la atracción de una mayor inversión en este tipo de tecnologías.

¿El exceso de lo bueno?

Paralelo a todo esto, el ascenso de la generación renovable trajo consigo otro inconveniente. Conforme su uso se extiende por cada vez más provincias, se está generando una sobreoferta energética que no se puede aprovechar. En la medida en que hay generadores por fuera de la red de distribución nacional, parte de la generación renovable se desaprovecha.

Incluso en los casos donde las fuentes renovables se incluyen en la red eléctrica, se ha dado el caso de un desaprovechamiento de la oferta. Esto desequilibra el sistema de distribución, por lo que no es raro que se tengan que presentar restricciones a la generación para preservar la estabilidad del sistema. En el caso chino, las tasas de restricción para la energía eólica rondan el 7 % y, aunque han bajado desde el 17 % en 2016, los expertos aún consideran que esta cifra es demasiado alta.

En este sentido, la inversión en infraestructura para la distribución energética, no solo al interior del país sino a sus vecinos, es una tarea pendiente. Simultáneamente, la misma tecnología de almacenamiento que también ha venido en desarrollo puede amortiguar parte de ese problema, al incrementar la capacidad de almacenar energía para momentos de baja generación.

Además, se ha puesto sobre la mesa la posibilidad de incluir sistemas de distribución inteligente que sean capaces de administrar ese tipo de fenómenos. Este punto también facilitaría el cobro dinámico según el comportamiento de la oferta y la demanda al momento del consumo.

Con todo, no hay que dejarse llevar por el optimismo desmedido. Aunque China es el principal agregador de energías limpias, dentro de su generación energética la fuente solar representa solo el 2,5 % del total, mientras que la eólica, 5,2 %. El camino por recorrer es amplio y el gigante todavía sigue emitiendo.

T ECNOLOGÍA

Infraestructura de medición avanzada en los sistemas eléctricos Colombia se fijó la meta de implementar este modelo de medición en la mayor parte del país en el transcurso de los próximos 10 años. Su consolidación traería beneficios económicos muy importantes, tanto para los prestadores del servicio como para los usuarios.

n Colombia actualmente el 96,3% de la población cuenta con acceso al servicio de energía eléctrica, el proceso de verificación de sus consumos se hace, en gran medida, a través de un equipo de trabajo que se desplaza periódicamente a hacer las lecturas de los medidores, para entregar la información a los centros de gestión de medidas de los comercializadores. La información de los consumos y de las variables que remuneran las actividades (generación, transmisión, distribución, comercialización, pérdidas reconoci-

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Octubre 2020

www.lanotaeconomica.com.co

nificativo de lo que hoy se reconoce como red inteligente.

Entre los pioneros en esta tecnología sobresale el caso del proyecto italiano Telegestore, el cual inició en el año 1999 y sustituyó en su primera fase 32 millones de medidores. En el año 2016 se inició la segunda fase, con el objetivo de instalar 21 millones de medidores inteligentes de segunda generación.

Los expertos en ingeniería eléctrica, Sandra Téllez y Javier Rosero, de la Universidad Nacional, y Renato Céspedes de RConsulting Group, recalcan que en los últimos años, a nivel mundial se han implementado sistemas de este tipo con diversos objetivos. En su investigación, los autores resaltan algunas experiencias de marcos regulatorios que apoyan la implementación masiva de medidores inteligentes, como se presenta en Australia, España, Francia, Italia y EE.UU. También iniciativas conjuntas, como la de la Unión Europea, que incluyen medidas legislativas para armonizar el mercado energético.

En Colombia, el marco normativo para el desarrollo de la AMI se cimienta en la resolución 4 0072 de 2018 del ministerio de Minas y Energía (MME), la cual da los lineamientos en cuanto a objetivos y responsabilidades. Ya en 2019 se aprobó la participación de nuevos agentes para el despliegue de infraestructura y se flexibilizaron algunas metas teniendo en cuenta las dificultades que se pueden presentar en el despliegue en algunas partes de la geografía nacional.

Se estipuló que a noviembre de este año deberá estar definido la totalidad del marco normativo de medición avanzada en el país.

Virtudes de AMI das y restricciones) es analizada para determinar el costo unitario de prestación del servicio y con ello las facturas.

Pero este proceso se encuentra en medio de una transformación, gracias al desarrollo de la infraestructura de medición avanzada en los sistemas eléctricos (AMI por sus siglas en inglés). El Departamento de Energía de EE.UU. la define como la integración de varias tecnologías que crean una conexión inteligente entre los operadores del sistema y los consumidores, para brindar a estos últimos la información que necesitan para tomar decisiones que redunden en mayores beneficios.

AMI no es una implementación de tecnología única, sino más bien una infraestructura configurada que debe integrarse en los procesos y aplicaciones de servicios eléctricos.

Este tipo de sistema está conformado por elementos básicos: el medidor inteligente, la infraestructura de comunicación (concentrador de datos y red de comunicaciones) y el sistema de gestión de la información.

Los inicios del monitoreo y medición de sistemas eléctricos se remontan a 1974, cuando se patentó en EE.UU. el concepto. Ya en 1977 se desarrolló y produjo el primer sistema de gestión remota de carga y lectura de medidores, totalmente automatizado. Posterior a la década de los noventa, gracias al auge de Internet, son muchos los países que implementaron estos modelos, que son un componente sig-

Los sistemas de medición inteligente de este tipo son capaces de brindar información en tiempo real y de forma bidireccional. Como lo expone PrimeStone, compañía desarrolladora de software para este sector, “además de ser la base para la creación y control de otros sistemas, AMI reduce la pérdida de dinero y ayuda a concientizar al usuario acerca del mejor uso de la energía eléctrica. Esto gracias a que captura el consumo exacto, y calcula pérdidas de energía no técnicas ayudando a la detección de fraudes y robos energía”. Además, brinda la oportunidad de que los clientes residenciales, comerciales e industriales desempeñen un papel activo en el funcionamiento de la red eléctrica, reduciendo o cambiando el uso de electricidad durante algunos periodos.

Para 2019, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) reportó que la producción de energía eléctrica total en el país alcanzó los 66.548 gigawatts (GWh), mientras que las pérdidas de energía sumaron 7.118 GWh, esto es el 10,7% del total. El MME tiene como meta lograr una reducción de 1.300 GWh en las pérdidas de energía en los próximos cinco años, gracias entre otras cosas a los desarrollos tecnológicos como los sistemas de medición avanzada.

Según lo explica la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), los datos específicos que están en capacidad de ser recolectados por el sistema AMI son la energía activa consumida y entregada, la energía reactiva consumida Octubre 2020

21

TECNOLOGÍA COSTO/BENEFICIO MEDIDORES INTELIGENTES EN SISTEMAS ELÉCTRICOS (NORMALIZADO DE ACUERDO AL NÚMERO DE MEDIDORES) €800

Beneficio por punto de medición

y aportada, las tarifas por rangos, la ausencia-presencia de tensión (conexión, desconexión, interrupciones), el voltaje y la corriente de las redes, los consumos prepagados, la referencia de tiempo y características del medidor, así como temas relacionados a alarmas antifraude, facturación y actualización del software.

El MME ha estipulado que el 75% del total de medidores en el país cuenten con esta tecnología en 2030, exceptuando las zonas donde no es alcanzable. Para ello se requiere de la intensificación del despliegue masivo y el desarrollo de economía de escala en el sector. Con ello, el valor del costo unitario tendría una disminución progresiva, logrando en primera instancia generar los recursos necesarios para la implementación del plan, y a partir de determinado momento se puedan empezar a compartir dichos beneficios con los usuarios a través tarifas más bajas.

Valor eficiente del CU con AMI y usado como incentivo para remunerar el despliegue AMI.

CU Valor actual del costo unitario

IE

€500

GR

€400

UK

€300 €200

EE IT RO

PT LU PL

DE

CZ

SE NL DK

SK LT

AT: Australia CZ: República Checa DE: Alemania DK: Dinamarca EE: Estonia GR: Grecia IE: Irlanda IT: Italia LT: Lituania LU: Luxemburgo NL: Holanda PL: Polonia PT: Portugal RO: Rumania SE: Suecia SK: Eslovaquia UK: Reino Unido

€0 €0 €100 €200 €300 €400 €500 €600 €700 €800 Costo por punto de medición Los beneficios representados se basan en el ahorro de la energía, servicios innovadores, sostenibilidad y eficiencia en los sistemas de distribución. En la mayoría de países se ha alcanzado un mayor beneficio económico por medidor (puntos superiores de la línea).

Fuente: Comisión Europea

Esta diferencia financia el plan si las acciones del despliegue se concentran en explotar los beneficios del AMI.

Año t0

Despliegue AMI en Colombia Despúes de este año se comparten los beneficios entre los usuarios y el que despliega AMI. Año n

t

10 años

Se proyecta que a 2030 los beneficios de AMI hayan cubierto el costo del despliegue de la infraestructura hecho por los operadores de red, gracias a menores costos unitarios, lo que podría aportar a la consolidación del sistema.

Fuente: CREG-UTP

La entidad ha fijado objetivos específicos entre los que sobresalen el lograr la eficiencia energética, una mejor respuesta a la demanda de los hogares, la implementación de tarifas horarias, la reducción de pérdidas y estar en capacidad de suplir la demanda a la par de la incursión progresiva de vehículos eléctricos. Algunas de las empresas que han avanzado en el despliegue de AMI en el país a través de pilotos, son Enel-Codensa, Celsia, EPM, Emcali y Compañía energética de Occidente.

En cuanto a la experiencia internacional, se ha logrado identificar que los modelos de AMI implementados en diversos países de Europa han tenido distintos niveles de costo eficiencia. En la relación del beneficio por punto de medición respecto al costo del mismo, el Reino Unido destaca por ser el más eficiente, mientras que República Checa exhibe el peor dato.

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AT

€600

€100

ESQUEMA DE INCENTIVO PARA FINANCIAR AMI SIN INCREMENTOS DEL COSTO UNITARIO

Leyenda de países:

€700

Octubre 2020

Para el caso de Colombia, la CREG señala que el consumo mensual promedio de un usuario residencial es de 150 kWh, por lo cual el consumo anual promedio es de 1.800 kWh. Además, el promedio mensual del costo unitario (CU) para usuarios residenciales es 553,24 $/kWh. Con lo anterior es posible calcular el valor anual facturado para un usuario residencial de estrato 4, el cual corresponde a $995.832 por año (CU*12*150 = 995.832). Con este, el valor presente facturado por usuario en un periodo de 10 y 15 años es de $8’280.327 y $11’269.547 respectivamente.

Es posible establecer el porcentaje del CU que es necesario para cubrir el costo por punto de medición de un despliegue AMI en Colombia. Para esto, se asume que se tiene un escenario de bajo costo con periodo de amortización de 10 años, y en este caso se requiere de 5,75% del CU para cubrir ese costo en este lapso de tiempo. El valor se obtiene al dividir el costo por punto de medición sobre el valor presente de la facturación en 10 años (476.126/8’280.326 * 100% = 5,75%).

VALORES FACTURADOS POR USUARIO Demanda promedio de energía facturada

Mensual por usuario

150 kWh/mes

Anual por usuario

1.800 kWh/ año

Valor de la energía

Promedio del CU

553,24 $/kWh

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Aspectos dicionales

Resultados valores facturados

Incremento anual del CU

4%

Incremento anual del valor de la demanda

3%

Tasa de descuento

11,79

Facturación anual por usuario

$ 995.832

Valor presente de la facturación en 10 años

$8'280.326

Valor presente de la facturación en 15 años

$11'269.547

Fuente: CREG-UTP

Algunas barreras para la implementación Téllez, Rosero y Céspedes concuerdan en que el marco regulatorio del sistema AMI aún debe reconocer la totalidad de las inversiones y definir plazos de recuperación de la inversión adecuados. Además, recalcan la necesidad de

adecuar la metodología de consideración de costos de inversión y posibilitar el desarrollo de nuevos negocios en este campo.

Para el tema de tarifas diferenciadas, sostienen que es necesario que los usuarios cuenten con tarifarias horarias para que modifiquen su consumo de acuerdo a las señales de precio, y con esquemas de incentivos en los que el comercializador pueda ofrecer al cliente un estímulo adicional por desconectar su carga bajo condiciones pactadas previamente. Esta característica sería un incentivo para migrar más rápidamente al sistema AMI, y además podría servir para que se modifiquen algunos patrones de funcionamiento empresarial y modelos operativos, con el fin de lograr ahorros en los procesos de producción al intensificar las labores en horarios de baja demanda de energía eléctrica, haciendo más eficiente el sistema al disminuir la carga de éste en horas pico.

De acuerdo a las lecciones aprendidas por otros países como Brasil, el cliente puede tener una mala percepción frente al cambio. Por ello, para hacer frente a esta situación es conveniente realizar campañas de sensibilización y divulgación que propendan por un cambio que facilite la entrada y uso apropiado de medidores inteligentes.

Por último, los expertos sostienen que los lineamientos bajo los cuales se realizan actualmente los procesos de comercialización de energía no facilitan el ingreso de nuevas tecnologías. Se requieren estrategias para desacoplar los ingresos de las empresas distribuidoras y comercializadoras de la energía vendida.

ESCENARIOS FUTUROS AMI - VISIÓN 2030 % de penetración fase I

fase II

faseIII

100% Lectura Remota 70% OFF

Medida GP

Detección Manipulación

Gestión de la demanda

88% Gestión de la demanda

70%

Tarificación horaria

Información al usuario

Aplanamiento + reducción de pico Año

2015

2020

2025

2030

Para dar cumplimiento a los objetivos energéticos definidos en el Ideario Energético de la UPME y teniendo en cuenta los ejes estratégicos de la iniciativa Colombia Inteligente, el grupo técnico del proyecto BID formuló un mapa de ruta para tecnologías de redes eléctricas inteligentes al año 2030, en el que se incluyen los sistemas AMI. Se plantearon 3 fases de implementación, cada una define metas de cobertura y funcionalidades esperadas.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

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TECNOLOGÍA MAPA MENTAL INFRAESTRUCTURA DE MEDICIÓN INTELIGENTE Hogar, industria o compañía Repetidor

Concentrador

Información

Utility

Información Base de datos Despacho Medición constante Facturación Gestión de activos Operación Planeación

Bidireccional Celular Internet GPRS WAN

Telemedida Capacidad de control Gestión de la demanda Servicios al cliente Comunicación con la utility

Fuente: Corporación Ruta N. - Universidad Pontificia Bolivariana

EN 2030 TENDREMOS 75% DE LOS USUARIOS CON EQUIPOS DE MEDICIÓN INTELIGENTE HACIENDO POSIBLE Prepago

Almacenamiento de datos

Medición horaria Ciberseguridad Conexión, desconexión y limitación Detección de fraudes

Información para el usuario

Registro de medición bidireccional Lectura local y remota

Calidad de servicio

LA DIGITALIZACIÓN CONVERTIRÁ LA INFORMACIÓN EN ACTIVOS DE VALOR PARA EL SISTEMA

ESTIMACIÓN PROPIA DE MEDIDORES AVANZADOS QUE SE ENMARCARÍAN EN LOS LINEAMIENTOS AMI

2030e

19,22

2018e Tasa anual compuesta de instalación 2018-2030 43,2%

2010 0%

25%

50%

75%

13,38

9,31

100%

6,48 EE.UU y Canadá

Europa

Latinoamerica y caribe

En 2030, América Latina y el Caribe tendrán una penetración de medidores inteligentes del 49% Mientras que Europa y Estados Unidos y Canadá estarán cerca al 100%

Fuente: BloombergNEF

24

Octubre 2020

4,51 0,74 1,06 0,25 0,36 0,52

1,52

2,19

3,14

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Fuente: Colombia Inteligente

F

www.lanotaeconomica.com.co INANZAS

La mano invisible en el cambio climático A medida que el cambio climático se instala en las agendas políticas de más naciones, los mecanismos para mitigarlo deben tener en consideración diversos factores para alcanzar las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. En este sentido, los cobros al carbono y los bonos verdes surgen como una buena alternativa.

l cambio climático es un hecho innegable. Los efectos de la actividad humana en el planeta han llevado a que cada año se superen los niveles récord de temperatura, acercándonos cada vez más al punto de no retorno determinado por los científicos: una variación superior a los 2°C con respecto a los niveles preindustriales.

En el afán por contener los daños que generaría este escenario, la comunidad internacional ha intentado en múltiples ocasiones llegar a acuerdos para reducir el impacto de las actividades productivas sobre el medioambiente. Desafortunadamente, la gran mayoría no pasan de ser un saludo a la bandera, una excusa para que líderes y curiosos de todo el planeta aumenten su registro fotográfico y posen como adalides del crecimiento sostenible.

Desde hace décadas se escuchan “acuerdos” como el Protocolo de Kioto, el acuerdo de Copenhage y, el más

reciente, acuerdo de París. En todos ellos se establecen lineamientos para reducir la huella de carbono y se firman compromisos para la reducción de emisiones contaminantes. Sobre el papel, todo es posible, pero, a juzgar por el llamado que hizo el secretario general de la ONU en la más reciente Cumbre de la Tierra en septiembre de 2019, acerca de la necesidad de elevar los esfuerzos para neutralizar las emisiones de carbono para 2050 y limitar el calentamiento global a 1,5°C para finales de siglo, es claro que falta pasar de la teoría a la práctica.

Sin embargo, esto no quiere decir que todo haya sido en vano. Dentro de toda esa avalancha de diagnósticos, discursos, y documentos técnicos que propician estos encuentros internacionales, se desarrollaron mecanismos para que, por la interacción de las fuerzas de oferta y demanda, se incentive la reducción de las emisiones contaminantes y se internalicen las externalidades que estas generan.

Tal es el caso de los bonos verdes y los cobros de emisión. Este tipo de herramientas han venido ganando terreno y demuestran que son eficaces a la hora de reducir la contaminación. Pero ¿en qué consisten estos mecanismos y cómo ayudan a mitigar el cambio climático?

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FINANZAS

Una cuestión de mercado Los cobros por emisiones de carbono tienen cerca de 30 años de haber entrado en escena. La idea detrás de esto es ponerle un precio a la contaminación que generan algunas actividades económicas para que, de esta manera, compensen el daño ambiental y se promueva una producción más sostenible. Dentro de este esquema hay dos tipos principales de cobros: impuestos al carbono y sistemas de comercio de emisiones (ETS, por sus siglas en inglés).

En el caso de los impuestos, se establece una tasa impositiva sobre las emisiones o sobre el contenido de carbono de los combustibles fósiles que se usan en la actividad productiva.

En cuanto a los ETS, se establece un nivel máximo de emisiones y se permite que las empresas con bajas emisiones vendan sus derechos de emisión a aquellas que tienen mayores emisiones. Este mecanismo establece una oferta y demanda de esos derechos de emisión y, por ende, forma un precio de mercado para esos derechos de emisión. Con esto, además, se garantiza que no se supere la cota agregada de contaminación permitida.

ESTADO DE LAS INICIATIVAS LOCALES, REGIONALES Y NACIONALES DE COBROS A EMISIONES DE CARBONO, 2020

ETS implementado o programado para su aplicación

Impuesto sobre el carbono aplicado o previsto

ETS o el impuesto sobre el carboo en consideración

ETS y el impuesto sobre el carbono implementados o programados

ETS implementado o programado, ETS o impuesto al carbono bajo consideración

Impuesto sobre el carbono implementado o programado, ETS bajo consideración

En total, según cifras del Banco Mundial, en la actualidad hay 64 iniciativas de cobros al carbono implementadas o programadas. Se espera que, al cierre de este año, las iniciativas que ya están implementadas cubran unas 7 GtCO2e (Gigatoneladas de CO2 equivalente), lo que es cerca del 13 % de las emisiones globales anuales de gases de efecto invernadero.

Fuente: Banco Mundial

Con estos mecanismos, se da la libertad a las empresas para que decidan si optan por cambiar sus sistemas de producción hacia unos menos contaminantes, o si, por el contrario, prefieren pagar por sus emisiones. Esto supone una oportunidad para incrementar sus ingresos y rentabilidad en caso de que decidan invertir en una producción más limpia.

La razón de esto es que una empresa que sea eficiente en su producción, en materia de contaminación, puede incrementar sus ingresos al vender sus derechos de emisión.

En contraste, una empresa más contaminante tendrá que incluir dentro de su estructura de costos el pago por esos permisos de emisión y/o los impuestos al carbono.

Ahora bien, tampoco hay que caer en la ingenuidad de creer que dar este paso hacia producciones más limpias es sencillo, si así fuera, habría un abultado número de empresas en este grupo. Sin embargo, -como se menciona en el tema central de esta edición- el costo de las fuentes de energías renovables y limpias viene en descenso, con lo cual se abre la posibilidad para que más empresas exploren estas oportunidades.

26

Octubre 2020

De otro lado, la difícil tarea de los reguladores es establecer las cuotas e impuestos de emisión que estén acorde tanto con los compromisos frente a la lucha contra el cambio climático, como con el fomento de la actividad económica de cada ciudad, región o país.

Como complemento a estas herramientas, también hay que considerar a los bonos verdes. Estos son instrumentos financieros que pueden emitir agencias gubernamentales, instituciones multilaterales y negocios privados. La utilidad de estos bonos es que permiten financiar programas específicos de transición y eficiencia energética, reducción de emisiones contaminantes y, en general, cualquier proyecto en pro de contrarrestar del cambio climático, incluyendo la adaptación a él.

Los bonos se rigen de forma similar a cualquier otro instrumento del mercado de capitales y ofrece al tenedor un ingreso fijo a cambio de su inversión, además del repago una vez se alcance la madurez del bono. Las ventajas de esto es que la financiación de los proyectos tiene un alcan-

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ce más amplio, lo que eleva la probabilidad de conseguir su fondeo y ejecutarlos. Esto, sin mencionar efectos secundarios como el hecho de promover la profundización del mercado de capitales en países en vía de desarrollo.

El balance de medidas no excluyentes No hay una receta única para dar el paso hacia la mitigación del cambio climático. No obstante, las investigaciones más recientes han llegado a la conclusión de que es necesa-

rio usar una mezcla de todos los mecanismos para alcanzar un óptimo.

Así, mientras que los esquemas de cobros al carbono se centran más en los incentivos hacia la mitigación, los bonos verdes también fomentan la adaptación. Esto hace que se cree una visión de largo plazo hacia cambios innovadores y sostenibles, no solo atacando el problema sino ejecutando soluciones. Además, la introducción de los bonos verdes, en conjunto con los cobros al carbono, tiene menor resistencia política que si se usasen solo herramientas impositivas.

POLÍTICAS DE COBRO AL CARBONO Y EMISIÓN DE BONOS VERDES

Miles de millones de dólares

14

250

12

200

10 8

150

6

100

4 50

2

0

% de las emisiones globales de gases de efecto invernadero

16

300

Impuestos al carbono (eje derecho)

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2004

2000

1996

1992

1991

1990

0

Emisión de bonos verdes (eje izquierdo)

Aunque tanto los impuestos al carbono como las emisiones de bonos verdes han tenido un crecimiento importante en la última década, las estimaciones dejan ver que son insuficientes para contener el cambio climático.

Fuente: Financing Low-Carbon Transitions through Carbon Pricing and Green Bonds

Ahora bien, dado que los bonos verdes siguen la lógica de cualquier otra emisión de títulos de deuda, estos son más atractivos en la medida en que los proyectos que financian tienen mayores retornos privados. Estos retornos se incrementan en la medida en que los cobros al carbono son mayores, pues el atractivo para invertir en proyectos de adaptación, mitigación y eficiencia, a partir de financiación con bonos verdes se eleva.

Sin embargo, cuando se introducen estos bonos, se puede presentar una reducción de los precios de los permisos de emisión de los ETS -pues si el proyecto verde se ejecuta, habrá un ahorro de emisiones y, por ende, un aumento de la oferta de estos permisos-, lo que terminaría por desplazar las emisiones en lugar de reducirlas. Entonces, para evitar esto, a la par con la introducción de los bonos se deben ir ajustando las cuotas de emisiones permitidas, de tal suerte que los precios no se desplomen.

Una ventaja de esta aplicación conjunta de las herramientas es que se da una mayor equidad intergeneracional. Es decir, se equilibra de mejor manera el esfuerzo que hace la población actual con la futura, así como sus beneficios.

Por ejemplo, si se usara solo el cobro a emisiones de carbono, la generación actual tendría que cargar con todo el pago de estos impuestos e inversiones para pasarse a producciones

más limpias, mientras que las generaciones futuras gozarán de los beneficios de un mejor medioambiente sin haber hecho ningún esfuerzo. Esto se corrige con los bonos verdes, pues su madurez puede darse varios años o incluso décadas después de su emisión, de tal forma que se aplica un principio de reciprocidad intergeneracional para beneficiarse de un proyecto de adaptación o mitigación para el cambio climático.

Pero esa mezcla también es necesaria para que no se usen únicamente los bonos verdes, pues en ese caso se trasladaría prácticamente todo el costo a las generaciones futuras, con lo cual se perdería la reciprocidad.

No obstante, y como excepción a la regla, hay que recalcar la frase de inicio de esta sección y es que no hay una receta única. Si bien la mezcla de medidas es la que ofrece mejores resultados y bienestar, se deben tener en cuenta las condiciones específicas de cada país en el que se apliquen. En el caso de naciones con deudas públicas muy elevadas, no parece sensato que sean entidades gubernamentales las que emitan bonos y sería deseable, en su lugar, que la mitigación del cambio climático fuera solo vía cobros al carbono.

Aun así, la introducción de estos mecanismos de mercado no debe dejarse de lado por parte de los empresarios. Este tipo de medidas podrían ser aprovechados e incorporados dentro de las utilidades de sus negocios.

Octubre 2020

27

UN SECTOR CON MUCHO FUTURO l sector minero energético ha tenido un comportamiento variopinto en los últimos trimestres.

Mientras sectores como la energía eléctrica y las fuentes renovables dan muestras de crecimiento, el petrolero ha sido golpeado por las variaciones en sus precios, que incluso llegaron a marcar cifras negativas durante una jornada en la primera mitad del año.

Aún así, es innegable que este recurso es uno de los más importantes para la sociedad moderna. No solo por sus derivados de combustibles y lubricantes, sino como materia prima para plásticos, cauchos entre otros.

28

Octubre 2019

El lado más oscuro del sector está por los lados del carbón, el cual no levanta cabeza. Las presiones ambientales, que se han visto reflejadas en bajas cotizaciones del commodity han sido los causantes de su depresión. Sin embargo, esto está lejos de marcar el fin de la industria carbonífera, mejores técnicas de extracción, así como la demanda internacional de socios comerciales como Turquía, dan sustento a la posibilidad de una recuperación.

En todo caso, no hay que dejarse llevar por las cifras de este año. Con seguridad a medida que el mundo vuelva a la normalidad (la nueva o la vieja), el sector tomará un segundo aire y volverán a terreno positivo. No será fácil, pero tampoco imposible.

CARBÓN

C ARBÓN

Octubre 2020

29

CARBÓN

48,8 % CARBÓN EN COLOMBIA DURANTE EL SEGUNDO TRIMESTRE DE 2020

3.000

Miles de millones de pesos

SE REDUJO LA PRODUCCIÓN DE

PIB - SECTOR CARBÓN EN COLOMBIA

2.500 2.000 1.500 1.000 500 I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II

E

30

Octubre 2020

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018pr

2019pr 2020pr

Fuente: Dane

VARIACIÓN PIB - SECTOR CARBÓN EN COLOMBIA

40% 20% Tasa de crecimiento

n 2019 la producción mundial de carbón permaneció en terreno estable, y tras dos años de crecimiento, el descenso en el consumo de electricidad redujo la demanda de este mineral alrededor del mundo. En China, primer productor de carbón (47 % de la producción mundial), la producción creció un 4 % por tercer año consecutivo, en línea con la reforma estructural del suministro adelantada en dicho país.

La producción de carbón también aumentó ligeramente en Australia y experimentó una aceleración en Sudáfrica a pesar del descenso de los precios mundiales. En otros grandes productores de carbón, la producción siguió una tendencia a la baja: con una contracción del 3,3 % en la India, donde la incidencia de factores climáticos adversos malogró las intenciones del gobierno de impulsar la producción nacional y de reducir su dependencia en las importaciones.

Por su parte, en EEUU se vio una caída de -6,7 %, debido a un descenso de la demanda del sector eléctrico, combinado con un descenso de los precios que desembocaron en una oleada de quiebras. Rusia experimentó un crecimiento ralentizado en la producción (solo en un +1 %), mientras que en Turquía se apreció una dinámica estable respecto a años anteriores.

En la UE, las políticas climáticas, la retirada de las ayudas a la producción de carbón en 2018, los elevados precios del mineral y la mayor competencia de las fuentes renovables y el gas en el sector eléctrico, contribuyeron a una caída del 15 % en la producción carbonífera, principalmente en Alemania y Polonia.

0% -20% -40% -60%

I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II 2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018pr

2019pr 2020pr

Fuente: Dane

Ya para este año, los datos muestran un deterioro importante en Colombia, pues la producción se desplomó un 48,8% a 9,7 millones de toneladas en el segundo trimestre de este año, frente a los datos registrados el mismo periodo de 2019, esto debido a una menor extracción en línea con los bajos precios y la pandemia que afecta al mundo.

Cabe recordar que el carbón es el segundo producto que mayores ingre-

sos le genera al país por exportaciones después del petróleo y el Gobierno recibe importantes recursos en impuestos y regalías por su explotación.

Además, el sector genera aproximadamente 130.000 empleos directos y si se incluyen los indirectos, se tiene que más de 500.000 familias derivarían su sustento económico de dicha industria y de los encadenamientos productivos alrededor de ésta.

CARBÓN PRODUCCIÓN DE CARBÓN EN COLOMBIA (MILLONES DE TONELADAS 2019)

65

13,363,415

Fuente: UPME

COLOMBIA TIENE RECURSOS Y RESERVAS DE 16.569 MILLONES DE TONELADAS DE CARBÓN, UN POTENCIAL QUE, CON LOS NIVELES ACTUALES DE PRODUCCIÓN, PERMITIRÁ AL PAÍS SEGUIR SIENDO UNO DE LOS PRINCIPALES EXPORTADORES DEL MUNDO DURANTE LOS PRÓXIMOS 180 AÑOS.

RENTAS DEL CARBÓN (% DEL PIB - 2019)

PRODUCCIÓN DE CARBÓN EN COLOMBIA (MILLONES DE TONELADAS)

10%

91,15

9%

89,81

8%

91,27

89,41

7% 6% 5%

86,47

86,02

4%

86,26

3%

84,34

2% 1% Tayikistán

China

Colombia

Australia

Kazajstán

Indonesia

India

Sudáfrica

Mozambique

Mongolia

0%

Fuente: Banco Mundial

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

RELACIÓN PRODUCCIÓN - EXPORTACIONES DE CARBÓN EN COLOMBIA

Millones de toneladas

105

LAS RESERVAS MUNDIALES DE CARBÓN EN 2019 ASCENDIERON A 1.070 MIL MILLONES DE TONELADAS Y ESTÁN FUERTEMENTE CONCENTRADAS EN SOLO UNOS POCOS PAÍSES: EEUU (23%), RUSIA (15%), AUSTRALIA (14%) Y CHINA (13%).

100 95 90 85 80 75 70 65

2012

201

2014

2015

2016

Producción Fuente: UPME

32

Octubre 2020

2017

Exportación

2018

2019

www.lanotaeconomica.com.co

CENTROS DE TRANSFORMACIÓN DE CARBÓN MINERAL EN COLOMBIA 7.000

Kilotoneladas

6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 2012

2013

2014

Coquerías

2015

2016

2017

2018

Centrales térmicas carbón

2019 Congeneración carbón

Fuente: UPME

PRODUCCIÓN DE CARBÓN Y LIGNITO EN EL MUNDO - 2019

Millones de toneladas

Más de 3.000 200 a 300 20 a 50 10 a 50 Menos de 10

China

3,692

India

745

EEUU

640

Indonesia

585

Australia

500

Rusia

425

Sudáfrica

264

Alemania

132

Kazajistán

117

Polonia

112

Turquía

84

Colombia

83

Fuente: Enerdata

PRECIOS INTERNACIONALES DEL CARBÓN $ 180

US$/ tonelada

$ 160 $ 140 $ 120 $ 100 $ 80 $ 60 $ 40 $ 20 $0 2014

2015

2016

Carbón térmico

2017

2018

2019

Carbón metalúrgico

Fuente: UPME

Octubre 2020

33

CARBÓN EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE CARBÓN EN EL MUNDO 8,000

LA RELACIÓN RESERVAS/PRODUCCIÓN GLOBAL ACTUAL MUESTRA QUE LAS RESERVAS DE CARBÓN EN 2019 REPRESENTARON 132 AÑOS DE PRODUCCIÓN ACTUAL, SIENDO AMÉRICA DEL NORTE (367 AÑOS) Y LA CEI (338 AÑOS) LAS REGIONES CON LAS RELACIONES MÁS ALTAS.

6,000 4,000 2,000 0 1990

1995

2000

2005

2010

Europa

CIS

Norte América

Asia

Pacífico

África

2015

2019

América Latina Medio Oriente

Fuente: Enerdata

DISTRIBUCIÓN PORCENTUAL DE RESERVAS PROBADAS DE CARBÓN EN EL MUNDO 1.5 1.3

3.5 1.3

12.6 35.9

11.9 2009 Total 928.238 million tonnes

20.9

42.7

2019 Total 1.069.636 million tonnes

17.8

26.4

24.1

Asia Pacífico Norte América

CIS Europa

Medio Oriente y África Sur y Cen. América

Fuente: Statical Review Of World Energy 2020

EL CONSUMO MUNDIAL DE CARBÓN CAYÓ LEVEMENTE UN 0,6% EN 2019, SU CUARTA CAÍDA EN SEIS AÑOS. EN LOS PAÍSES NO PERTENECIENTES A LA OCDE, HUBO AUMENTOS NOTABLES EN CHINA, INDONESIA Y VIETNAM, SIN EMBARGO, EL CRECIMIENTO EN INDIA FUE SOLO DEL 0,3% EL MÁS BAJO DESDE 2001.

RELACIÓN RESERVAS/PRODUCCIÓN DE CARBÓN 2019 POR REGIÓN (EN AÑOS)

HISTÓRICO RELACIÓN DE RESERVAS/PRODUCCIÓN DE CARBÓN POR REGIÓN (EN AÑOS) Norte América Sur y Cen. América

400 350

Europa CIS

Medio Oriente y África Asia Pacífico 800 Mundo 700

300

600

250

500

200

400

150

300

100

200

50 Norte América

Sur y Cen. América

Europa

CIS

Medio Oriente Asia 0 y África Pacífico

Fuente: Statistical Review of World Energy 2020

34

Octubre 2020

100 1999

2004

2009

2014

2019 0

Fuente: Statistical Review of World Energy 2020

Registro de Acuerdos de Transacciones de Commodities ante la DIAN, un tema de moda Escrito por: Francisco Javier González Ceballos, Socio de Precios de Transferencia de PwC Colombia.

Ricardo Suárez, director de Precios de Transferencia de PwC Colombia.

E

l pasado 19 de junio, la DIAN emitió la Resolución 000067 que establece la información de los acuerdos de compra o venta de commodities, que deberán registrar en su plataforma las compañías colombianas que desarrollen1 este tipo de transacciones con vinculados económicos del exterior, en zonas francas colombianas o entidades domiciliadas en países de baja o nula imposición.

Esta obligación fue incorporada dentro de la legislación de precios de transferencia con ocasión de la expedición de la reforma tributaria de 2016 (Ley 1819), en la que igualmente se estableció la obligación de comparar los precios pactados con vinculados en la comercialización de commodities, con respecto de los precios cotizados en el mercado o con aquellos pactados con tercetos independientes, mediante la aplicación del método Precio Comparable no Controlado. Esto con el fin de evitar la transferencia de utilidades vía la venta a precios inferiores o la compra a precios superiores a los cotizados2.

Con el registro de los acuerdos ante la DIAN, principalmente lo que se pretende es que el contribuyente reporte la fecha o periodo acordado para la fijación del precio del commodity (mecanismo de fijación que debe coincidir con lo que pactarían terceros independientes), con el fin de evitar – por ejemplo, en un exportador - la utilización de una fecha en la que los precios sean reducidos y beneficien al comprador vinculado del exterior.

Sobre el formato denominado 2573, que se debe diligenciar en la página de la DIAN, se resalta lo siguiente: Hay que registrar los acuerdos dentro del mes calendario siguiente a la fecha de su suscripción o con anterioridad a la realización de la primera entrega del commodity, lo que ocurra primero.

En caso de existir modificaciones al acuerdo, se debe registrar nuevamente dentro del mes calendario siguiente a la fecha de la modificación.

Se deben proporciaonar cierta información respecto de los acuerdos suscritos con anterioridad a la expedición de la Ley 1819 de 2016 y que a la fecha se encuentren vigentes o que hayan tenido efecto en operaciones realizadas durante el año gravable 2017 y siguientes3.

Hay que ingresar la totalidad de la información de los acuerdos suscritos con posterioridad a la Ley 1819 de 2016.

Solo se deberán ingresar los acuerdos marco que cubran una o varias transacciones y no por transacción, siempre que el acuerdo cumpla con los requisitos establecidos y que la metodología para la fecha de fijación del precio sea la misma para todas las transacciones que cubre el acuerdo marco.

Es necesario adjuntar en formato PDF el acuerdo suscrito.

Debe suscribirlo el representante legal, el mandatario, delegado, apoderado o representante en general.

El sistema informático de la DIAN se encuentra habilitado desde el mes de agosto y por espacio de tres meses con el fin de verificar su funcionalidad. Los registros que se realicen durante ese periodo serán válidos.

Agotado el período de tres meses, iniciará el término perentorio de un mes establecido en el reglamento para registrar los acuerdos.

La fecha para la fijación del precio indicada en el acuerdo no constituirá prueba fiable si no se realiza el registro del acuerdo o si se hace extemporáneamente, y si la DIAN no puede determinar por otro medio la fecha de fijación, podrá considerar como precio la cotización promedio de la fecha de envío del commodity registrada en el documento de embarque o en el documento equivalente, dependiendo del medio de transporte utilizado.

Se debe precisar que desde un punto de vista operativo, la plataforma está diseñada para realizar el registro contrato por contrato, lo que puede resultar dispendioso para aquellas compañías que tienen un número significativo de acuerdos.

Finalmente, en línea con lo expresado en el decreto y en la resolución sobre la materia, un ajuste de precios de transferencia igualmente se puede originar en el incumplimiento de la obligación de realizar el registro de los contratos en la plataforma de la DIAN.

O hubiesen desarrollado en entre 2017 y 2019.

La Ley también permite tomar como referencia los precios pactados entre terceros independientes.

Un contrato marco podría tener efectos no solo en 2017.

1 2 3

COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES

C OMBUSTIBLES Y LUBRICANTES

36

Octubre 2020

www.lanotaeconomica.com.co

20%

BALANCE MUNDIAL DE PRODUCCIÓN Y CONSUMO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS (MILLONES DE BARRILES POR DÍA) 105

SERÍA LA REDUCCIÓN DEL CONSUMO DE

100

GASOLINA

95

EN 2020 SEGÚN CÁLCULOS DE LA ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE PETRÓLEO

Producción mundial

Pronóstico

Consumo mundial

90 80 75

E

l desempeño del sector de los combustibles tiene la capacidad de impactar en casi la totalidad de sectores de la economía, dado que lo que ocurra con éste determina en gran parte el costo de la movilidad de bienes e individuos.

Pero dicho sector también es susceptible a lo que ocurre a nivel global, pues las caídas en las demandas, producto de los confinamientos, pasan factura a los precios.

En este convulsionado 2020 se llegó a presentar la particularidad de ver el precio del petróleo en terreno negativo, lo que generó igualmente una fuerte disminución de los precios de los derivados, como la gasolina y el diesel en la Costa del Golfo de Estados Unidos, que sirven de referentes para la fijación de los precios internos en Colombia.

Las medidas de aislamiento social adoptadas en el país para tratar de controlar la propagación de la pandemia ocasionaron en abril una caída del 60% en el consumo de combustibles líquidos. La coyuntura de los precios internacionales del oro negro y de los combustibles presionó a la baja los precios de referencia al consumidor final de la gasolina (-15%) y diesel (-11%).

La Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) sostiene que surgen dudas de si los impactos del Coronavirus en los hábitos de consumo serán solo coyunturales o si sus efectos se extenderán en el mediano plazo, alterando o posiblemente adelantando escenarios de transformación energética propuestos por la UPME. Por otro lado, se observa que las restricciones en todo el mundo han

0

Q1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q4 2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Fuente: EIA

CONSUMO MUNDIAL DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS (MILLONES DE BARRILES POR DÍA) 120

Historial mensual Pronóstico mensual Promedio anual

115 110 100 95 90 85 80 75 70 0

2018

2019

2020

2021

Fuente: EIA

influido en la movilidad aérea. Los vuelos, que promediaron un poco más de 70.000 por día en enero y febrero de 2020, cayeron a un promedio de menos de 25.000 por día en abril. Ante esta situación, la Administración de Información de Energía de EEUU estimó que el consumo de combustible para aviones en vuelos comerciales de pasajeros se redujo un 69% durante las dos primeras semanas de julio respecto al mismo periodo del año anterior.

En Colombia, la demanda más afectada en el sector también fue la del

combustible de aviación, con una disminución cercana al 90%, debido al cierre de la aviación comercial. Así las cosas, la ACP espera para 2020 (respecto al 2019) una reducción total del 20% en el consumo de gasolinas, del 15% en diesel y del 55% en combustible para aviación. Dada la reducción de la demanda y los precios, se estima para este año una caída total del 37% ($1,7 billones) en el recaudo por impuestos nacionales a la gasolina y el ACPM, y del 20% ($500 mil millones) en los ingresos a entes territoriales por sobretasa.

Octubre 2020

37

COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES COMPONENTES DEL CAMBIO ANUAL (MILLONES DE BARRILES POR DÍA) 10

OCDE

8

6.5

Cambio mundial

6

LA EIA ESTIMA QUE LA PRODUCCIÓN MUNDIAL DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS PROMEDIÓ 91,5 MILLONES DE BARRILES POR DÍA (BPD) EN AGOSTO, LO QUE REPRESENTA UN DESCENSO DE 9,7 MILLONES DE AÑO TRAS AÑO. LA DISMINUCIÓN REFLEJA EN GRAN PARTE LOS RECORTES VOLUNTARIOS DE PRODUCCIÓN DE LA OPEP Y OPEP +, JUNTO CON REDUCCIONES EN LA ACTIVIDAD DE PERFORACIÓN Y RECORTES DE PRODUCCIÓN EN EEUU DEBIDO A LOS BAJOS PRECIOS DEL PETRÓLEO.

Pronóstico

No-OCDE

4 1.7

2

0.8

0 -2 -4 -6 -8 -8.3

-10 2018

2019

2020

2021

Fuente: EIA

CAMBIO ANUAL EN EL CONSUMO MUNDIAL DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS (MILLONES DE BARRILES POR DÍA) 8.0

Pronóstico

6.5

6.0 4.0 2.0

1.7

0.8

Mundial

0.0

Otros No-OCDE

-2.0

Medio Oriente

-4.0

India China Otros EE.UU.

-6.0 -8.0 -8.3

-10.0 2018

2019

2020

2021

Fuente: EIA

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO CRUDO Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS (MILLONES DE BARRILES POR DÍA)

COMPONENTES DEL CAMBIO ANUAL (MILLONES DE BARRILES POR DÍA) 6

Pronóstico

105 4

4.7

2.7

2

100

0 95

-2 -4

90 Historial mensual 85

Pronóstico mensual Promedio anual

0 2018

2019

2020 Fuente: EIA

38

Octubre 2020

-0.2

No-OPEP

-6

Norte América

-8

Latinoamérica Otros No-OPEP Cambio neto

-10 2021

Países de la OPEP

2018

-6.1

2019 Fuente: EIA

2020

2021

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PRODUCCIÓN MUNDIAL DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS (MILLONES DE BARRILES POR DÍA) 120 Pronóstico

LA EIA ESPERA QUE LA PRODUCCIÓN MUNDIAL DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS AUMENTE A UN PROMEDIO ANUAL DE 99,3 MILLONES DE BARRILES POR DÍA EN 2021. SIN EMBARGO, ESTO DEPENDERÁ DE LA EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA Y LOS PRECIOS.

100 80

No-OPEP

60 40 20

OPEP

0 2018

CONSUMO MUNDIAL DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS (MILLONES DE BARRILES POR DÍA) 120

2019

2020

2021

Fuente: EIA

VARIACIÓN ANUAL DE LAS VENTAS DEL COMERCIO AL POR MENOR DE COMBUSTIBLE PARA AUTOMOTORES EN COLOMBIA 20%

Pronóstico 100

10%

4%

7,70%

0%

80

-10%

No-OPEP 60

-20%

-17,10%

-19,80%

-30% 40

-40%

-37,80%

-50%

OPEP

20

-54,10%

-60% 0 2018

Ene-20 2019

2020

Feb-20

Mar-20

Abr-20

May-20

Jun-20

2021

Fuente: Agencia Internacional de Energía

Fuente: DANE

VARIACIÓN ANUAL DE LAS VENTAS DEL COMERCIO AL POR MENOR DE LUBRICANTES, ADITIVOS Y PRODUCTOS DE LIMPIEZA PARA VEHÍCULOS AUTOMOTORES EN COLOMBIA 10%

0,30%

0% -10%

-3,50%

-20%

-20,30%

-30% -40%

-37%

-38,80%

-50% -60% -70%

EN MAYO INICIÓ LA RECUPERACIÓN DEL CONSUMO DE GASOLINA Y DIESEL. LA DEMANDA AGREGADA DE AMBOS COMBUSTIBLES AUMENTÓ APROXIMADAMENTE EN 60 MILLONES DE GALONES (40%), RESPECTO AL CONSUMO DE ABRIL.

-59,80% Ene-20

Feb-20

Mar-20

Abr-20

May-20

Jun-20

Fuente: DANE

Octubre 2020

39

ENERGÍA ELÉCTRICA

E NERGÍA ELÉCTRICA

42

Octubre 2020

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CONSUMO DE ELECTRICIDAD EN EL MUNDO

20.000 15.000 10.000 5000

2018

2016

2014

2012

2010

2006

2008

2004

2002

1998

2000

1996

1990

Fuente: Agencia Internacional de Energía

CONSUMO DE ELECTRICIDAD PER CÁPITA EN EL MUNDO MWH/cápita

Consumo de electricidad/ población

3.5 3 2.5 2 1..5 1 0.5

2018

2016

2014

2012

2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

0 1990

S

egún lo expone la Agencia Internacional de Energía, se espera que la demanda mundial de electricidad caiga un 5% en 2020, ocho veces la reducción experimentada en 2009 debido a la crisis financiera mundial, por lo que sería la disminución más grande desde la gran depresión. Una recuperación más rápida reduciría la demanda eléctrica a 2%, pero una mayor propagación de la pandemia en África, América Latina y otras áreas del mundo en desarrollo, y una segunda ola en otoño en las economías avanzadas, podrían conducir a un declive aún mayor.

En las nuevas condiciones, los aumentos en la demanda residencial fueron superados con creces por las reducciones en las operaciones comerciales e industriales. Los datos recopilados por la entidad para más de 30 países que representan más de un tercio de la demanda mundial de electricidad, muestran que el grado de disminución de la demanda depende de la duración y el rigor de los bloqueos. En promedio, cada mes de bloqueo total redujo la demanda en un 20% en promedio.

Estas reducciones han elevado la participación de las energías renovables en el suministro de electricidad, mientras que las demás fuentes de electricidad, incluidas el carbón, el gas y la energía nuclear, han tenido reducciones en sus aportes al total de la oferta del sector.

1994

0

EN 2020 PRODUCTO DE LOS LARGOS PERIODOS DE CONFINAMIENTOS EN LA MAYORÍA DE PAÍSES DEL MUNDO

1992

ELECTRICIDAD

Consumo de electricidad

25.000

1994

ES LA CAÍDA QUE SE ESPERA TENGA LA DEMANDA MUNDIAL DE

30.000

1992

-5%

TWh

Fuente: Agencia Internacional de Energía

En Colombia, según lo reportan los datos de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), al igual que el resto de países del mundo, se ha experimentado una reducción en la demanda de energía, la cual fue significativamente pronunciada en el mes de abril de 2020, cuando se presentó un decrecimiento de más del 10%. Los meses posteriores, hasta agosto, muestran una tendencia de recuperación a la par de la normalización progresiva de actividades.

El desempeño de la demanda regulada (sector residencial) en el país ha tenido altibajos desde el comienzo de la pandemia, oscilando entre 0% y -6,5% de abril hasta agosto, mientras

que en el mismo periodo la demanda no regulada (sector industrial) ha experimentado una tendencia más clara de recuperación tras la fuerte caída inicial, pues en el cuarto mes la contracción alcanzó casi el -30%, mientras que el más reciente reporte mostró un dato de -6,1%.

En total, se aprecia que la demanda del sistema interconectado nacional en agosto fue de 193,2 GWh/día, manteniendo una reducción con respecto al mismo mes del 2019 de 4,3%; así mismo, la demanda no regulada se redujo 59 GWh/día y la demanda correspondiente a las industrias manufactureras reportó un consumo de 25,7 GWh/día.

Octubre 2020

43

ENERGÍA ELÉCTRICA CONSUMO FINAL DE ELECTRICIDAD POR SECTOR EN EL MUNDO EL AUMENTO DE LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD FUE UNA DE LAS RAZONES CLAVE POR LAS QUE LAS EMISIONES GLOBALES DE CO2 DEL SECTOR ENERGÉTICO ALCANZARON UN RÉCORD EN 2018, SIN EMBARGO, LA DISPONIBILIDAD COMERCIAL DE UN CONJUNTO DIVERSO DE TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DE BAJAS EMISIONES TAMBIÉN COLOCA A LA ELECTRICIDAD A LA VANGUARDIA DE LOS ESFUERZOS PARA COMBATIR EL CAMBIO CLIMÁTICO Y CONTAMINACIÓN.

Industria Transporte Residencial

TWh 25.000

Comercial y servicios públicos Otros

20.000 15.000 10.000 5000

2018

2010

2000

1990

1980

1974

0

Fuente: Agencia Internacional de Energía

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD POR FUENTE EN EL MUNDO Carbón Gas natural Hidroeléctrica Nuclear Eólica

GW/h 12.000.000

Solar fotovoltaica Petróleo Biocombustibles Otras fuentes Solar térmica

PRODUCCIÓN BRUTA TOTAL DE ELECTRICIDAD

Mareas Geotérmica Desperdicios

17.500

10.000.000

12.500

8.000.000

10.000

6.000.000

7.500

4.000.000

5.000

2.000.00

OCDE

2016

0

2018

2012

2014

2010

2008

2006

2004

2002

2000

1996

1998

1992

1994

2.500 1990

0

No-OCDE

15.000

1974

Fuente: Agencia Internacional de Energía

1980

1990

2000

2010

2018

Fuente: Agencia Internacional de Energía

PRODUCCIÓN MUNDIAL BRUTA DE ELECTRICIDAD POR FUENTE - 2018

% 0

10

Carbón

Petróleo

Solar

Biocombustibles y desperdicios 20

Gas natural

30

40

Nuclear

Hidroeléctrica

50

60

Fuente: Agencia Internacional de Energía

44

Octubre 2020

Geotérmica, mareas y otras

70

80

Eólica

90

100

www.lanotaeconomica.com.co

PROPORCIÓN DE LA PRODUCCIÓN BRUTA DE ELECTRICIDAD DE LA OCDE POR FUENTE Carbón

Gas natural

Hidroeléctrica

Petróleo

Nuclear

Solar, eólica, geotérmica, etc

45

Biocombustibles y desperdicios

LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE COMBUSTIBLES REPRESENTÓ EL 57,1% DE LA PRODUCCIÓN TOTAL DE ELECTRICIDAD BRUTA DE LA OCDE (EN COMPARACIÓN CON EL 71,7% DE LOS PAÍSES QUE NO PERTENECEN A LA OCDE). A NIVEL MUNDIAL, LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES COMO LA EÓLICA (+ 12,4%) Y LA SOLAR (+ 24,3%) REGISTRÓ UN SÓLIDO CRECIMIENTO.

40 35 30 25 20 15 10 5 0 1974

1980

1990

2000

2010

2019p

Fuente: Agencia Internacional de Energía

DIEZ PRINCIPALES PAÍSES CONSUMIDORES DE ELECTRICIDAD EN EL MUNDO - 2018

GENERACIÓN REGIONAL DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE COMBUSTIBLE 2019 (DISTRIBUCIÓN PORCENTUAL)

TWh 0

1000

2000 3000

4000

5000

6000 7000

China

Petróleo Gas natural Carbón

Nuclear Hidroeléctrica Renovables

Otros

100

EE.UU. India

90

Japón

80 70

Rusia

60

Corea del Sur

50

Canadá

40

Alemania

30

Brasil

20

Francia

Petróleo

Hidroeléctrica

Carbón

Nuclear

Gas natural

Renovables

Otros

50

Asia pacífico

África

CIS

Medio Oriente

PARTICIPACIÓN PORCENTUAL EN LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MUNDIAL POR TIPO DE COMBUSTIBLE

Europa

Fuente: Agencia Internacional de Energía

Sur y Cen. América

Norte América

10 0

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

40

30

20

10

87

91

95

99

03

07

11

15

EN EUROPA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD SE DISTRIBUYE DE MANERA BASTANTE UNIFORME, PUES LAS PROPORCIONES DE ENERGÍA NUCLEAR, CARBÓN, GAS NATURAL, ENERGÍAS RENOVABLES E HIDROELÉCTRICAS SE ENCUENTRAN EN UN RANGO ESTRECHO DE 16% A 23%.

19 0

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

Octubre 2020

45

ENERGÍA ELÉCTRICA PROPORCIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES UTILIZADAS EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA POR REGIÓN LA PARTICIPACIÓN DEL CARBÓN EN LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A NIVEL MUNDIAL CAYÓ 1,5 PUNTOS PORCENTUALES Y SE UBICÓ EN 36,4% EN 2019 FRENTE A LOS DATOS DEL AÑO ANTERIOR. ESTE ES EL NIVEL MÁS BAJO DESDE QUE SE REGISTRA ESTE DATO. POR SU PARTE, LAS PARTICIPACIONES TANTO DEL GAS NATURAL COMO DE LAS RENOVABLES AUMENTARON A NIVELES RÉCORD, HASTA EL 23,3% Y EL 10,4% RESPECTIVAMENTE, Y LA GENERACIÓN DE RENOVABLES SUPERÓ A LA NUCLEAR EN PRIMERA VEZ.

Mundo

Medio Oriente

Sur y Cen. América

Asia pacífico

CIS

Norte América

África

Europa

25

20

15

10

5

99

01

03

05

07

09

11

13

15

17

19

0

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

ÍNDICE DE DESARROLLO HUMANO Y CONSUMO DE ENERGÍA PER CÁPITA - 2017 1.0

Línes de mejor ajuste

80% de la población

A NIVEL REGIONAL, EXISTE UNA VARIACIÓN SIGNIFICATIVA EN LA PENETRACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES: EUROPA TIENE LA PENETRACIÓN MÁS ALTA CON UN 20,9%, EL DOBLE DE LA MEDIA MUNDIAL, SEGUIDA DE AMÉRICA DEL SUR Y CENTRAL AL 13,9%.

0.8 Muestra de países

IDH

0.6 0.4 0.2 0.0

0

100

200

300

400

500

Gj per cápita Fuente: ONU

VARIACIÓN PORCENTUAL DE LA DEMANDA DE ENERGÍA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL DE COLOMBIA 6%

UN ANÁLISIS DE LAS NACIONES UNIDAS DEL 2018 MUESTRA QUE, AUMENTOS EN EL CONSUMO DE ENERGÍA PER CÁPITA ESTÁN ASOCIADOS CON MEJORAS SUSTANCIALES DEL DESARROLLO HUMANO Y CALIDAD DE VIDA.

4% 2% 0% -2% -4% -6% -8%

I II II IV I II II IV I II II IV I II II IV I II II IV I II 2015

2016

2017 Fuente: XM

46

Octubre 2020

2018

2019

2020

GAS NATURAL

G AS NATUAL

48

Octubre 2020

www.lanotaeconomica.com.co

3,4 %

RELACIÓN RESERVAS A PRODUCCIÓN (R/P) (AÑOS), 2019

CRECIMIENTO DE LA

120

PRODUCCIÓN

100

MUNDIAL DE GAS EN 2019

E

80

60

40

Asia Pacífico

África

Medio Oriente

Comunidad de Estados Independientes

Europa

Sur y Centroamérica

20

Norteamérica

n 2019, el consumo de gas se incrementó un 2 % frente al nivel alcanzado en 2018, lo cual significó un aumento de 78 mil millones de metros cúbicos. Esto, no obstante, significa una desaceleración frente al aumento de 5,3 % que se tuvo en 2018. El crecimiento del año pasado estuvo liderado por EE. UU. y China, los cuales incrementaron sus consumos en 27.000 y 24.000 millones de metros cúbicos de gas natural. En contraste, Rusia y Japón tuvieron las mayores reducciones, al dejar de demandar 10.000 y 8.000 millones de metros cúbicos.

Frente a la producción, el total mundial se incrementó un 3,4 %, en 2019.

Esto significó un crecimiento nominal de 132.000 millones de metros cúbicos del recurso. El 64 % de ese incremento se debe a la acción de EE. UU. debido, no solo a la mayor productividad de algunos campos sino a la inclusión de yacimientos no convencionales dentro de su oferta.

Todo esto alimenta las expectativas de la Agencia Internacional de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) de que el consumo de este recurso tendrá una expansión promedio anual de 0,9 % durante los próximos diez años. Incluso, según el mismo organismo, este crecimiento será varias veces superior al de la demanda de petróleo. Este fenómeno, que podría parecer curioso para algunos, tiene que ver con la implementación de políticas ambientales, en las cuales el gas tiene ventaja sobre el crudo en términos de emisiones de material particulado.

En el plano local, el panorama gasífero supone retos importantes. De acuerdo con la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), la matriz energética del país pasara de usar el 13 % de gas en 2020, a 22 % en 2050.

Sin embargo, la autosuficiencia del país dista mucho de estar garantizada para los próximos años. De no incrementarse la producción gasífera en el país, la nación deberá volverse un importador

0

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

SIN MAYORES SORPRESAS, LA MAYOR RELACIÓN RESERVAS A PRODUCCIÓN ESTÁ EN EL MEDIO ORIENTE. LOS NIVELES ACTUALES PONEN A ESA REGIÓN CON CERCA DE 110 AÑOS DE GAS. SIN EMBARGO, AMÉRICA NO SE QUEDA ATRÁS, CON CERCA DE 60 AÑOS EN EL AGREGADO. ESTE PANORAMA ES MUY DICIENTE DE LO QUE OCURRIRÁ EN LAS PRÓXIMAS DÉCADAS, SE DEBE BUSCAR SUPLIR EL MERCADO EUROPEO.

neto y permanente de este recurso, en menos de siete años.

La alternativa es aprovechar el potencial productivo del país, lo que incluye la exploración costa afuera en el mar caribe, donde se estima que hay entre 7 y 30 terapies cúbicos. Así mismo, el aprovechamiento (si la legislación lo permite) de los yacimientos no convencionales, con lo cual se podrían adicionar entre 3 y 10 terapies cúbicos a la oferta nacional.

Aún así, no se debe dejar de lado la infraestructura regasificadora, pues es de vital importancia para sostener la creciente demanda en el país, además

de ser un respaldo para el sistema electrificador. No en vano, en 2019, se recibieron más de 350 mil metros cúbicos de gas natural licuado (GNL) que fueron procesados y entregados al sistema nacional, lo que representó el 2 % de la demanda de ese año.

Finalmente, aunque la coyuntura de 2020 tuvo efectos sobre el comportamiento del mercado local e internacional del gas, lo cierto es que las estimaciones apuntan a que esto solo será un bache en la senda de largo plazo que lleva este recurso. Así, cada vez será más importante en la vida diaria tanto de los hogares como de las industrias.

Octubre 2020

49

GAS NATURAL EVOLUCIÓN RELACIÓN RESERVAS A PRODUCCIÓN (R/P) (AÑOS) Norteamérica Sur y Centroamérica

África Medio Oriente

Europa Comunidad de Estados Independientes

Asia Pacífico Mundo

AUNQUE EN TÉRMINOS NOMINALES LAS RESERVAS DE GAS SE HAN INCREMENTADO, LA DEMANDA TAMBIÉN LO HA HECHO, DE TAL SUERTE QUE ES NECESARIO INCREMENTAR LOS ESFUERZOS POR APROVECHAR YACIMIENTOS POTENCIALES. ESTO IMPLICA FORTALECER INICIATIVAS COMO EXPLORACIÓN OFFSHORE Y DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES. TODO, OBVIAMENTE, ENMARCADO DENTRO DE LOS ESTÁNDARES DE SOSTENIBILIDAD AMBIENTAL.

600 500 400 300 200 100

89

94

99

04

09

14

0

19

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

DISTRIBUCIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS EN 1999, 2009 Y 2019 (%) Medio Oriente

Norteamérica

Comunidad de Estados Independientes

África

Asia Pacífico

Sur y Centroamérica

Europa

7.5 7.6

8.3

5.2

5.5

8.3

7.1

4.0

3.1 4.4

4.2

5.3

1.7

1999 Total 132.8 billones de metros cúbicos

8.2

39.9

30.0

2009 Total 170.5 billones de metros cúbicos

43.2

8.9

2019 Total 198.8 billones de metros cúbicos

38.0

32.3

27.3 Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS POR REGIÓN (MILES DE MILLONES DE M3) Asia Pacífico

Europa

Asia Pacífico

Europa

África

Sur y Centroamérica

4.000

África

Sur y Centroamérica

3.500

Medio Oriente Comunidad de Estados Independientes

Norteamérica

Medio Oriente Comunidad de Estados Independientes

94

99

04

Norteamérica

09

14

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

50

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE GAS POR REGIÓN (MILES DE MILLONES DE M3)

Octubre 2020

19

4.000 3.500

3.000

3.000

2.500

2.500

2.000

2.000

1.500

1.500

1.000

1.000

500

500 0

94

99

04

09

14

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

19

0

www.lanotaeconomica.com.co

PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL EN EE. UU. 2019

50 Histórico

45

Proyecciones

40 35 Peta BTU (1015)

30 25 20 15 10 5 0 1990

2000

2010

2020

2030

2040

2050

Fuente: EIA – Naturgas

CAMBIO EN LA DEMANDA DE GAS (20182040) EN PAÍSES EN VÍA DE DESARROLLO

EL GAS SE ESTÁ CONVIRTIENDO EN UNO DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS MÁS IMPORTANTES DEL PLANETA. LOS PROGRAMAS DE REDUCCIÓN DE EMISIONES CONTAMINANTES HACEN QUE ESTE RECURSO AVENTAJE AL PETRÓLEO Y EL CARBÓN.

Miles de millones de metros cúbicos

700 600 500 400 300 200 100 5 -100

Industria

Generación Residencial/ comercial

Políticas establecidas

Transporte

Desarrollo sostenible

Fuente: Naturgas – EIA

DISTRIBUCIÓN DE VEHÍCULOS A GNV POR REGIÓN EN 2019 0.8% Norteamérica 19.5% Centro y suramérica

71.5% Asia Pacífico

7.3% Europa y Eurasia 1.0% África y Medio Oriente

LAS VENTAJAS EN TÉRMINOS DE EMISIÓN DE MATERIAL PARTICULADO POR PARTE DE VEHÍCULOS PROPULSADOS CON GAS, HACE QUE ESTE TIPO DE EQUIPO EMPIECE A GANAR TERRENO EN TODO EL PLANETA, PARTICULARMENTE EN SISTEMAS DE TRANSPORTE PÚBLICO. ESTE TAMBIÉN ES UN LLAMADO DE ATENCIÓN PARA PREPARAR LA INFRAESTRUCTURA EN TÉRMINOS DE ESTACIONES DE SERVICIO Y MANTENIMIENTO DE ESTOS VEHÍCULOS.

Fuente: Concentra - International Association For Natural Gas Vehicles

Octubre 2020

51

GAS NATURAL COLOMBIA: RESERVAS PROBADAS DE GAS 2019 (MILES DE PIES CÚBICOS) 1.894.200.819

Fuente: ANH - UPMEs

COLOMBIA: RESERVAS PROBADAS DE GAS Y PRODUCCIÓN ANUAL COMERCIALIZADA 8000 7000

16 14,1 13,7

12,8

5405 5453

5000

4384

5727

4737

4000 3746 3000

14

12,1 11,7 12 5508 11,3 10,5 10,3 9,8 4759 10 4361 8,1 4024 3896 3782 8 3163 6 4

2000

Reservas probadas (Gpc)

Producción anual comercializada (GPC)

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

371 398 392 427 456 421 417 389 332 386 391 2010

2008

2007

266 319

2009

1000 0

Años

Giga pies cúbicos

6000

13,6 13,9 13,4

2 -

LA AUTOSUFICIENCIA GASÍFERA COLOMBIANA ESTÁ EN ENTREDICHO Y, EN LAS CONDICIONES ACTUALES, NO SUPERARÁ ESTA DÉCADA. ESTE ES UN LLAMADO DE ATENCIÓN A FORTALECER E INCENTIVAR LAS INICIATIVAS DE EXPLORACIÓN. PERO, AL MISMO TIEMPO, ES NECESARIO PREPARAR LA INFRAESTRUCTURA REGASIFICADORA PARA ATENDER IMPORTACIONES DEL RECURSO.

R/P (años)

Fuente: ANH – UPME

EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DEL GAS SEGÚN REFERENCIA Henry Hubs SPOT

LNG

NPB USD/MBTU

TTF USD/MBTU

5,0 4,5

USD/MBTU

4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0

Mar-2020

Abr-2020

May-2020

Jun-2020

Jul-2020

Fuente: Gestor del mercado de gas natural

52

Octubre 2020

Ago-2020

Sep-2020

2..000.000.000

1.800.000.000

1.600.000.000

1.400.000.000

1.200.000.000

1.000.000.000

800.000.000

600.000.000

400.000.000

1.006.438 200.000.000

Casanare Guajira Córdoba Boyacá Santander Sucre Magdalena Norte de Santander Atlántico Cesar Tolima Huila Bolívar Arauca Cundinamarca

www.lanotaeconomica.com.co

ÍNDICES DE PRECIOS SPOT DEL MERCADO COLOMBIANO (ENE - SEPT. 2020) Total integrado

Gas-Guajira

Gas-Cusiana

8 7

5 4 3 2

Ene-2020

Feb-2020

Mar-2020

Abr-2020

May-2020

Jun-2020

Jul-2020

Ago-2020

Sep-2020

Fuente: Gestor del mercado de gas natural

COLOMBIA: ENERGÍA DE GAS ENTREGADA A USUARIOS FINALES 2019 VS. 2020 Año

1,400

2019

2020 926

1,200 1,000 GBTUD

USD/MBTU

6

800 600

823

400 01-Ene

01-Feb

01-Mar

01-Abr

01-May

01-Jun

01-Jul

01-Ago

01-Sep

01-Oct

01-Nov

01-Dic

31-Dic

Fuente: Gestor del mercado de gas natural

PROYECCIÓN DE LA MATRIZ ENERGÉTICA DE COLOMBIA 100% 90% 80% 70% 60% 50%

5% 5% 5% 7%

5% 6% 4% 4%

6% 7% 3% 3%

6% 8% 3% 2%

17%

19%

22%

25%

13%

15%

19%

22%

21%

18%

24%

23%

21%

22%

40% 30%

14%

20% 10%

18%

0% 2020 Diesel Oil

Gasolina

Gas natural

2030 Electricidad

2040 Leña

Carbón mineral

2050 Querosén

Bagazo

GLP

Fuente: UPME – Naturgas

EL GAS EN COLOMBIA SEGUIRÁ GANANDO TERRENO COMO FUENTE ENERGÉTICA. PARA 2050, LA QUINTA PARTE DE LA MATRIZ ENERGÉTICA NACIONAL DEPENDERÁ DEL GAS NATURAL. ESTO ES UN REFLEJO DEL AUMENTO DE DEMANDA TANTO DE LOS HOGARES COMO DEL SECTOR INDUSTRIAL Y TRANSPORTADOR.

Octubre 2020

53

GAS NATURAL COLOMBIA: PROYECCIÓN DE DEMANDA DE GAS NATURAL

COLOMBIA: USUARIOS Y COBERTURA DE GAS NATURAL, POR DEPARTAMENTO

2.000

2.500.000

1.800 1.600

2.000.000 1.500.000

1.200

Millones

GBTUD

1.400 1.000 800

1.000.000 500.000

600 400

Ene-19 Abr-19 Jul-19 Oct-19 Ene-20 Abr-20 Jul-20 Oct-20 Ene-21 Abr-21 Jul-21 Oct-21 Ene-22 Abr-22 Jul-22 Oct-22 Ene-23 Abr-23 Jul-23 Oct-23 Ene-24 Abr-24 Jul-24 Oct-24 Ene-25 Abr-25 Jul-25 Oct-25 Ene-26 Abr-26 Jul-26 Oct-26 Ene-27 Abr-27 Jul-27 Oct-27 Ene-28 Abr-28 Jul-28 Oct-28

Bogotá D.C. Antioquia Valle del Cauca Cundinamarca Atlántico Santander Bolívar Tolima Risaralda Magdalena Huila Meta Norte de Santander Córdoba Cesar Boyacá Caldas Quindío Sucre Cauca La Guajira Casanare Caquetá Nariño Putumayo Guaviare Chocó Arauca

200

No térmica

Demanda térmica

Oferta declarada 2019+ canacol (100 Mpcd) y orca (80) Mpcd) + 2da planta de regasificación + planta SPEC

Usuarios

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Cobertura

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

COLOMBIA: EVOLUCIÓN DEL CONSUMO PROMEDIO MES DE GAS NATURAL EN HOGARES 2015 - 2019, MILLONES DE M3 94.4

95.9

105.3

100.9

105.6

COLOMBIA: DECLARACIÓN DE LA OFERTA DE PTDVF 600

Producción total disponible para la venta en firme

500 400 300 200 100

Variación año a año

2016

2017

2018

2019

2,3%

5,4%

4,8%

0,7%

Fuente: TGI

Dic Mar Jun Sep Dic Mar Jun Sep Dic Mar Jun Sep Dic Mar Jun Sep Dic Mar Jun Sep Dic Mar Jun Sep Dic Mar Jun Sep Dic Mar Jun Sep Dic Mar Jun Sep

0 2015

2020 2021 2022 2023 2024 2025 PTDVF total

2026 2027 2028 2029

PTDVF campos con PTDVF Fuente: Gestor del mercado de gas natural

GBTUD

COLOMBIA: POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DE GAS 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 0

Ene May Sep Ene May Sep Ene May Sep Ene May Sep Ene May Sep Ene May Sep Ene May Sep Ene May Sep Ene May Sep Ene May Sep 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 PP 2018

PP 2019 Fuente:Concentra – Ministerio de Minas y Energía

ESTA DÉCADA SERÁ DEFINITIVA PARA EL PAÍS EN CUANTO A PRODUCCIÓN GASÍFERA. EL CONSUMO SEGUIRÁ EN AUMENTO, DE TAL SUERTE QUE LA PARÁLISIS DE NUEVOS HALLAZGOS DE YACIMIENTOS PONE EN APRIETOS AL PAÍS, POR CUANTO SE INCREMENTA LA NECESIDAD DE IMPORTAR. ESTO, POR SUPUESTO, TENDRÁ EFECTOS SOBRE LOS PRECIOS DEL COMBUSTIBLE, LO QUE A SU VEZ REDUCIRÁ EL INGRESO DISPONIBLE DE LOS HOGARES Y MENGUARÁ LA COMPETITIVIDAD DE ALGUNOS SECTORES.

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Octubre 2020

ENERGÍAS LIMPIAS Y RENOVABLES

E NERGÍAS LIMPIAS Y RENOVABLES

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13 %

CONSUMO DE ENERGÍA RENOVABLE, POR REGIÓN (EXAJULIOS)

CAÍDA EN LOS COSTOS DE LA GENERACIÓN

35 Asia Pacífico

SOLAR

África

30

Medio Oriente

FOTOVOLTAICA EN 2019

Comunidad de Estados Independientes

25

Europa Sur y Centroamérica

U

no de los grandes retos que tiene el planeta es el del cambio climático. Para enfrentarlo, la transición energética hacia energías limpias para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, así como de material particulado, es una prioridad.

Afortunadamente, en los últimos años se han dado avances prometedores en este campo. La capacidad instalada de este tipo de tecnologías para generación energética se ha incrementado rápidamente. Solo en 2019, el crecimiento mundial fue de 7,5 %, y comparado con 2010, el incremento fue del 107 %. Colombia, por su parte, tuvo un aumento del 30 % en los últimos 10 años -al pasar de 9.450 MW a 12.375 MW-, con solo una leve expansión del 0,8 %.

Otra noticia amable tiene que ver con el hecho de que el consumo de energía en el último año fue liderado por un aumento de las energías renovables y el gas natural. Estas fuentes dieron cuenta del 75 % de la expansión de ese consumo. Dentro de estas energías limpias, fue la eólica la que lideró la expansión y, cuando se indaga por el país con mayores contribuciones en este frente, el nombre de China sale a relucir.

Así mismo, hay que destacar el importante descenso en los costos de las energías renovables. El más claro ejemplo de esto es el caso de la energía solar fotovoltaica, cuya caída fue del 82 % entre 2010 y 2019. Del mismo modo, durante la última década, los costos de la energía eólica cayeron 39 % en el caso de la generación costa adentro y 29 % para su similar offshore.

Esto ha puesto los costos de los renovables en el mismo rango de operación del de los combustibles fósiles.

De hecho, el 90 % de la nueva capa-

20

Norteamérica

15

10

5

99

01

03

05

07

09

11

13

15

17

19

0

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

EL AVANCE DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES HA SIDO NOTABLE EN LOS ÚLTIMOS AÑOS. MIENTRAS EN 1999 EL CONSUMO MUNDIAL DE ESTE TIPO DE ENERGÍA LLEGÓ A UNOS 2,5 EXAJULIOS, PARA 2019 ESE GUARISMO ALCANZÓ UNA CIFRA CASI 12 VECES MAYOR, CERCANA A LOS 29 EXAJULIOS. ESTO, POR SUPUESTO, POR CUENTA DE UNA MAYOR CONCIENCIACIÓN ACERCA DE LA IMPORTANCIA DE REDUCIR EMISIONES DE EFECTO INVERNADERO; PERO, TAMBIÉN, POR LA REDUCCIÓN DE LOS COSTOS DE ESTAS TECNOLOGÍAS.

cidad instalada de generación hidráulica tiene costos inferiores a los de la opción fósil más barata. Si a esto se le suman las reducciones similares en las otras fuentes limpias, esto generará ahorros a los consumidores de los países no pertenecientes a la OCDE por más de USD 1.000 millones anuales.

Esto da una luz de esperanza de cara al objetivo de reducción de emisiones de efecto invernadero.

Ahora bien, aunque los avances son notables, todavía hay camino por recorrer. Mientras el año pasado el 36 % de la generación energética mundial provino del carbón, solo el 10 % provino de energías renovables. Esto significa que estas últimas fuentes todavía

están décadas detrás de su contraparte carbonífera.

Los esfuerzos, entonces, deben estar encaminados a fomentar la construcción de este tipo de infraestructura limpia, de tal manera que se equilibren las matrices de generación energética entre las fuentes tradicionales y renovables. Para esto hay que aprovechar, precisamente, la reducción de costos. Esto es algo que se ve reflejado en el estancamiento nominal de la inversión en energías renovables, pues actualmente es posible incrementar la generación con aumentos menos que proporcionales en el dinero invertido.

Todavía hay camino por recorrer. Pero, al menos, la dirección es la correcta.

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ENERGÍAS LIMPIAS Y RENOVABLES GENERACIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE POR FUENTE (TERAVATIOS-HORA)

COSTO NIVELADO DE GENERACIÓN POR TECNOLOGÍA Biomasa Geotérmica Hídrica

3000

Solar Eólica Otras

2500 2000 1500

0.4

0.378

0.2

0.1 500 01

03

05

07

09

11

13

15

17

0.259 Rango de costos de combustibles fósiles

0.182

95th Percentil 0.073 0.047

0.076

0.066 0.049

0

19 0

Eólica onshore

0.346

0.3

1000

99

Solar Solar Eólica fotovoltaica concentrada offshore

0.037 5th Percentil

0.161 0.115 0.086

0.068

0.053

2010 2019 2010 2019 2010 2019 2010 2019 2010 2019 2010 2019 2010 2019

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

Fuente: Irena

UNA DE LAS MEJORES SEÑALES QUE SE HA PRESENTADO EN LOS ÚLTIMOS AÑOS, HA SIDO LA REDUCCIÓN DE LOS COSTOS DE GENERACIÓN ENERGÉTICA A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES. ESTA DISMINUCIÓN HA PUESTO, EN TÉRMINOS DE COSTOS, ESTAS FUENTES ALTERNATIVAS A LA PAR DE LOS COMBUSTIBLES FÓSILES. EL RETO AHORA ES FOMENTAR LA CONSTRUCCIÓN Y FORTALECIMIENTO DE LA INFRAESTRUCTURA RENOVABLE.

INVERSIÓN GLOBAL EN ENERGÍAS RENOVABLES (MILES DE MILLONES DE DÓLARES)

300

GBTUD

200

100

0

2005

2006

Energía marina Energía geotérmica Pequeñas hidoreléctricas

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Biocombustibles Biomasa y desechos Energía eólica

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Energía solar

Fuente: Irena

LA INVERSIÓN EN ENERGÍAS RENOVABLES HA LLEGADO A UN PUNTO DE ESTANCAMIENTO ALREDEDOR DE LOS USD 300.000 MILLONES. PERO CONTRARIO AL MAL AUGURIO QUE PODRÍA SIGNIFICAR ESTA SITUACIÓN, LO QUE SE DEMUESTRA ES QUE LA CAÍDA DE LOS COSTOS DE ESTAS TECNOLOGÍAS, HAN PERMITIDO HACER MÁS CON LA MISMA INVERSIÓN. ASÍ, POR EJEMPLO, MIENTRAS EN 2010, LA INVERSIÓN FUE ALGO SUPERIOR A USD 200.000 MILLONES PARA GENERAR 88 GW, EN 2019, SE DUPLICÓ LA GENERACIÓN, PERO LA INVERSIÓN SOLO CRECIÓ CERCA DE 20 %.

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PRODUCCIÓN DE BIOCOMBUSTIBLES (MILES DE BARRILES DE PETRÓLEO DIARIO EQUIVALENTE)

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE BIOCOMBUSTIBLES 2009 VS. 2019 2000

Resto del mundo Asia Pacífico Europa Sur y Centroamérica Norteamérica

Ethanol 2009 Ethanol 2019 Biodisel 2009 Biodisel 2019

1500

750 625 500

1000

375 250

500 125 99

01

03

05

07

09

11

13

15

17

19

0

Norteamérica

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

Sur y Centroamérica

Europa

Asia Pacífico

Resto del mundo

0

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

DISTRIBUCIÓN DE LA GENERACIÓN GLOBAL DE ENERGÍA, POR FUENTE (%) Aceite Carbón Gas natural

Otros

Hidroelectricidad Energía nuclear Renovables

50

A MEDIDA QUE SE REFUERZAN POLÍTICAS AMBIENTALES QUE RESTRINGEN LAS EMISIONES DE GASES CONTAMINANTES, ES NOTORIO EL AVANCE DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES. ESTO, A LA PAR DEL CRECIMIENTO DEL GAS NATURAL (QUE EMITE MENOS MATERIAL PARTICULADO QUE OTROS COMBUSTIBLES FÓSILES) Y DE LA CAÍDA DEL CARBÓN.

40

30

20

10

87

91

95

99

03

07

11

19 0

15

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

DISTRIBUCIÓN DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE POR REGIÓN (%)

GENERACIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE POR FUENTE (TERAVATIOS-HORA) 25

Mundo Asia Pacífico África Medio Oriente Comunidad de Estados Independientes

600 20

Europa Sur y Centroamérica Norteamérica

15

500 400

Solar térmica Solar fotovoltaica

300 10 200 5

99

01

03

05

07

09

11

13

15

17

19

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

0

100 0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Fuente: Irena

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ENERGÍAS LIMPIAS Y RENOVABLES CAPACIDAD INSTALADA DE ENERGÍA EÓLICA EN EL MUNDO (GW)

LA ENERGÍA EÓLICA HA TENIDO UN GRAN AVANCE EN LA ÚLTIMA DÉCADA, TRIPLICANDO SU CAPACIDAD INSTALADA. SIN EMBARGO, LOS PARQUES EÓLICOS HAN ESTADO CONCERTADOS COSTA ADENTRO, MIENTRAS QUE LA INFRAESTRUCTURA OFFSHORE APENAS SE ESTÁ CONSOLIDANDO (78 % CORRESPONDE A EUROPA). ESTO, POR CUENTA DE LAS DIFERENCIAS DE COSTOS ENTRE AMBOS TIPOS DE INFRAESTRUCTURA, PUES LOS COSTOS DE INSTALACIÓN, OPERACIÓN, MANTENIMIENTO Y DISTRIBUCIÓN SON MÁS BAJOS COSTA ADENTRO.

600 Offshore Onshore

500 400 300 200 100 0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Fuente: Irena

CAPACIDAD INSTALADA DE ENERGÍA CON FUENTES OCEÁNICAS (MW)

CAPACIDAD INSTALADA DE BIOENERGÍA (GW)

550 120 100

Biocombustibles líquidos Desechos municipales renovables Biogas Biocombustibles sólidos

80 225

60 40 20 2010 2011

2012

2013 2014

2015 2016 2017 2018 2019

0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2017 2018 2019

Fuente: Enerdata

Fuente: Enerdata

PRECIOS DE MINERALES CLAVE PARA LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA (MILES DE DÓLARES POR TONELADA) Cobalto

Carbonato de litio

02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

15 12 9 6 3 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

BIEN ES SABIDO QUE LAS “TIERRAS RARAS” SON UN ELEMENTO INDISPENSABLE PARA EL DESARROLLO DE LAS TECNOLOGÍAS DEL SIGLO XXI. ASÍ, EL COBALTO Y EL LITIO, SE HAN VUELTO SUMAMENTE DESEADOS DEBIDO A SU USO EN LA CONSTRUCCIÓN DE BATERÍAS Y DEMÁS ELEMENTOS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA.

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0

PETRÓLEO Y SERVICIOS PETROLEROS

P ETRÓLEO Y SERVICIOS PETROLEROS

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2,4 %

CONSUMO MUNDIAL DE PETRÓLEO (MILLONES DE BARRILES DIARIOS) Asia Pacífico África

CRECIMIENTO ANUAL DE LA PRODUCCIÓN DE

Medio Oriente Comunidad de Estados Independientes

PETRÓLEO

100

Europa

EN COLOMBIA EN 2019

90

Sur y Centroamérica Norteamérica

80

E

n 2019, el consumo mundial de petróleo creció a un ritmo de 0,9 % anual -unos 900.000 barriles diarios-, liderado por China y otros países emergentes. Este resultado contrastó con la caída en la demanda de países de la OCDE -la disminución fue de 290.000 barriles diarios-, algo que no se veía desde 2014. Esta situación fue reflejo del comportamiento de la economía mundial durante el año pasado, donde los países desarrollados entraron en un letargo de crecimiento, mientras que los emergentes lideraron el crecimiento.

En cuanto a la producción, la decisión de recortes de la OPEP, que llevaron a diminuciones de 2 millones de barriles diarios, comprimió la oferta global en un 0,1 %. Esta caída estuvo amortiguada por el incremento de 11 % de la producción estadounidense -cerca de 1.7 millones de barriles diarios-. En este escenario, no hay que descartar la importante caída de la producción venezolana, que en 2019 alcanzó -37,7 % frente a 2018, y que desde 2008 cayó 7,5 %, clara demostración del desastroso modelo económico y administrativo de ese país.

Pasando a 2020, es claro que este será un año complejo. El duro golpe que asestó el coronavirus a la economía mundial deprimió todas las actividades, con lo cual la demanda y la oferta de petróleo se vieron reducidas.

Así, se espera, según la EIA, que al cierre del año el consumo haya caído 8 % frente a 2019, mientras que la producción se contraerá 6,4 %.

Este panorama se fundamenta por la caída del número de taladros activos en el planeta. Mientras a inicios de 2020 se contaba con un total de 2.000 taladros, en julio la cifra había caído a poco más de 1.030. Esto, comparado con julio de 2019, supuso una contracción superior al 50 %.

70 60 50 40 30 20 10 94

99

04

09

14

19

0

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

EL CONSUMO DE PETRÓLEO MUNDIAL SEGUIRÁ EN ASCENSO EN LAS PRÓXIMAS DÉCADAS. SI BIEN ES CLARO QUE EL MUNDO ESTÁ DANDO UN GIRO HACIA LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA, NO HAY QUE OLVIDAR QUE EL PETRÓLEO ES MATERIA PRIMA PARA MUCHAS INDUSTRIAS, NO SOLO PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA. ASÍ LAS COSAS, Y MIENTRAS EL MUNDO SIGA NECESITANDO PLÁSTICO, CAUCHO, LUBRICANTES, ETC., HABRÁ DEMANDA POR CRUDO.

A la par con esta reducción en la dinámica petrolera, los precios siguieron el mismo camino. Esto, por supuesto, configuró una espiral decreciente de la mano con las fuerzas del mercado. En este escenario, uno de los más perjudicados fue EE. UU. pues buena parte de la expansión de su producción de los últimos años se sustenta en el fracking, práctica que, en general, no le resulta del todo rentable con precios por debajo de los USD 50/barril.

En el caso colombiano, el comportamiento fue similar al que se observó en otras latitudes. La reducción de los precios, así como todo el contexto al-

rededor de la pandemia, comprimió la producción nacional. Así, se pasó de niveles superiores a los 880.000 barriles diarios de petróleo a principios de año, a menos de 730.000 en julio.

La buena noticia, es que, conforme se consolide la recuperación de la economía mundial y nacional, la demanda por petróleo se incrementará, a lo cual le seguirá el incentivo a la producción una vez respondan los precios. Esto hará que la explotación de crudo pesado vuelva a ser rentable, a la vez que se incentiva la exploración de nuevos yacimientos -incluida la posibilidad de los no convencionales-.

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PETRÓLEO Y SERVICIOS PETROLEROS PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO (MILLONES DE BARRILES DIARIOS) 100 90 Asia Pacífico

80

África

70

Medio Oriente

60

Comunidad de Estados Independientes

50

Europa

40

Sur y Centroamérica

30

Norteamérica

20 10 94

99

04

09

14

19

0

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

DISTRIBUCIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO (%) (2019) Medio Oriente

Comunidad de Estados Independientes

Sur y Centroamérica

África

Norteamérica

Asia Pacífico 2.9

Europa 3.0

18.2

0.9 8.4

9.4

1999 Total 1277.1 Miles de millones de barriles

53.7

2009 Total 1531.8 Miles de millones de barriles

14.2

49.2

15.2

7.5

0.8

7.2

8.0

1.6

6.6 9.4

2.6

14.1

2019 Total 1733.9 Miles de millones de barriles

48.1

18.7

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

RELACIÓN RESERVAS A PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (AÑOS) Norteamérica Sur y Centroamérica Europa Comunidad de Estados Independientes

Medio Oriente África Asia Pacífico Mundo

150

120

90

60

30

89

94

99

04

09

14

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2020

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Octubre 2020

19

0

LEJOS DE CELEBRAR EL INCREMENTO DE LA RELACIÓN RESERVAS A PRODUCCIÓN EN SUR Y CENTROAMÉRICA, ESTO DEBE SER MOTIVO DE PREOCUPACIÓN. EL LLAMADO DE ALERTA TIENE QUE VER CON QUE ESE ASCENSO SE DA POR CUENTA DE LA DRAMÁTICA REDUCCIÓN DE PRODUCCIÓN PETROLERA DE VENEZUELA (SOLO EN 2019 LA PRODUCCIÓN CAYÓ EN 560.000 BARRILES DIARIOS), CON LO CUAL ES APENAS OBVIO QUE ESE INDICADOR SE DEBE ELEVAR.

www.lanotaeconomica.com.co

5%

0,8%

2,5%

VARIACIÓN ANUAL DEL CONSUMO INTERNACIONAL DE PETRÓLEO ES INNEGABLE QUE LA APARICIÓN DEL COVID-19 SACUDIÓ A LA ECONOMÍA MUNDIAL, CON LO CUAL EL CONSUMO DE PETRÓLEO SE DESPLOMÓ EN EL PRIMER SEMESTRE DEL AÑO. SIN EMBARGO, PARA LA SEGUNDA MITAD, YA HAY INDICIOS DE RECUPERACIÓN, AUNQUE TODAVÍA ESTÁN DISTANTES LOS NIVELES PRECRISIS -QUE QUIZÁS SE ALCANCEN A FINALES DE 2021-.

0% -5% -0,8%

-10% -15% -20%

Ago-20

Jun-20

Abr-20

Feb-20

Dic-19

Oct-19

Ago-19

Jun-19

Abr-19

Feb-19

Dic-18

Ago-18

Oct-18

-25%

Fuente: EIA – Campetrol

ACTIVIDAD DE TALADROS DE DRILLING – INTERNACIONAL Otros EE.UU

Fuente: EIA

40% 20% 0% -20% EE.UU.

-35,6% -38,6% -54,6%

OPEP Otros

-60%

Global Jun-20

Abr-20

Feb-20

Dic-19

Oct-19

Ago-19

Jun-19

Abr-19

Dic-18

Feb-19

Oct-18

Ago-20

-73,0%

-80% Ago-18

2.206

1.050

450

438

926

Jun-20

Abr-20

Feb-20

Dic-19

Oct-19

Ago-19

Jun-19

Abr-19

Fuente: Rig Count, Baker Hughes GE, Campetrol

VARIACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE TALADROS DE DRILLING

-40%

Feb-19

Brent spot (US/barril)

500

Dic-18

WTI spot (US/barril)

1.000

Oct-18

0

Ene-2010 Jun-2010 Nov-2010 Abr-2011 Sep-2011 Feb-2012 Jul-2012 Dic-2012 May-2013 Oct-2013 Mar-2014 Ago-2014 Ene-2015 Jun-2015 Nov-2015 Abr-2016 Sept-2016 Feb-2017 Juñ-2017 Dic-2017 May-2018 Oct-2018 Mar-2019 Ago-2019 Ene-2020 Jun-2020

20

1.500

Ago-18

No. de equipos

60 40

OPEP Global

830

2.000

80

790

2.500

1.005

120 100

2.278

140

Ago-20 250290 510

PRECIOS DEL CRUDO WTI Y BRENT

AUNQUE EL CONSUMO EMPIEZA A MOSTRAR UN AIRE DE ESPERANZA, LA EXPLORACIÓN TIENE OTRO SEMBLANTE. ESTO TIENE QUE VER, EN PARTE, CON LA REDUCCIÓN DE LOS PRECIOS INTERNACIONALES DURANTE EL PRIMER TRIMESTRE DEL AÑO -EL CUAL SORPRENDIÓ A MUCHOS CUANDO SE VIERON PRECIOS NEGATIVOS EN ALGUNOS CONTRATOS DE ENTREGA-. PERO, ADEMÁS, HAY QUE DECIR QUE LA REACTIVACIÓN DE ESTA ACTIVIDAD TOMA TIEMPO, PUES NO ES TAN SENCILLO COMO PULSAR UN INTERRUPTOR PARA VOLVER A TALADRAR.

*Variación frente al mismo mes del año anterior Fuente: Rig Count, Baker Hughes GE, Campetrol

Octubre 2020

65

PETRÓLEO Y SERVICIOS PETROLEROS NÚMERO DE POZOS COMPLETADOS EN YACIMIENTOS SHALE/TIGHT

1.600

1468

Argentina

1.100.000

1386

1.035.535 1.015.041

943.308

985.671

950.000

1144

900.000

1.000

860.478

850.000

800

898.968 860.831

796.164

Fuente: Rystad Energy - Campetrol

15/01/2018

15/01/2017

15/01/2016

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos

COLOMBIA: PRODUCCIÓN DIARIA DE PETRÓLEO 2020 (BARRILES DIARIOS)

12/09/2020

13/08/2020

28/08/2020

29/07/2020

14/07/2020

29/06/2020

14/06/2020

15/05/2020

30/05/2020

30/04/2020

15/04/2020

16/03/200

31/03/2020

1/03/2020

15/02/2020

31/01/2020

1/01/2020

16/01/2020

950.000 877.750 925.000 900.000 877.474 873.764 875.000 887.

8 62 850.000 887.443 825.000 862.507 800.000 835.587 775.000 730.385 746.037 728.427 788.452 750.000 725.000 763.716 747.139 725.638 700.000 720.395 710.777 712.637 675.000 702.900 650.000 625.000 600.000 575.000

SIMILAR A LO OCURRIDO EN OTRAS LATITUDES, EN EL ESCENARIO LOCAL LA PRODUCCIÓN PETROLERA DECAYÓ FUERTEMENTE TRAS EL PRIMER TRIMESTRE DE 2020. AUNQUE PARECE HABERSE INICIADO UNA LENTA RECUPERACIÓN, ES CLARO QUE ESTA NO SERÁ TAN EXPEDITA. LA CONSOLIDACIÓN DE ESE NUEVO DINAMISMO LLEGARÁ A MEDIADOS DE 2021, SIEMPRE QUE LA ECONOMÍA GLOBAL VUELVA A SU CAUCE.

Fuente: : Agencia Nacional de Hidrocarburos

COLOMBIA: PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO POR DEPARTAMENTO (2010-2020) (BARRILES)

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos

66

Octubre 2020

1.800.000.000

1.600.000.000

1.400.000.000

1.200.000.000

1.000.000.000

800.000.000

600.000.000

400.000.000

1.675.226.670

625.252.854

223.053.231 216.895.690 148.549.698 142.507.530 118.744.779 84.343.311 79.352.243 40.877.538 39.211.148 11.401.002 4.323.558 3.329.429 1.896.311 1.697.260 426.644 407.454 343.744 108.303 3.524 1.460

200.000.000

Meta Casanare Santander Arauca Boyacá Putumayo Huila Tolima Antioquia Bolivar Cesar Norte de Santander Meta/Caquetá Cauca Cundinamarca Nariño Vichada Magdalena Atlántico Sucre Córdoba Caquetá

734.987

729.905 15/01/2015

Jul-20

Jun-20

May-20

Abr-20

Feb-20

Mar-20

Ene-20

Dic-19

Nov-19

Oct-19

Sep-19

Ao-19

Jul-19

650.000

15/01/2014

700.000

200

732.276

740.509

15/01/2013

750.000 278

15/01/2012

358

15/01/2011

353

400

15/01/2010

486

883.872

839.897

800.000

600

0

1.015.904

1.000.000

1179

1.200

1.050.000

1489

1392

1.400 Número de pozos

Canadá

1619

15/01/2020

EE.UU.

1.800 1719 1714

15/01/2019

2.000

COLOMBIA: PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BARRILES DIARIOS)

www.lanotaeconomica.com.co

COLOMBIA: RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO (BARRILES) POR DEPARTAMENTO

1.000.000.000

900.000.000

800.000.000

700.000.000

600.000.000

500.000.000

400.000.000

300.000.000

200.000.000

936.799.463

413.022.098

201.868.345

85.774.377 66.202.457 62.031.193 61.352.831 56.548.196 55.446.767 54.786.567 23.465.554 14.380.317 6.150.165 1.707.323 477.170 450.527 350.691 309.601 68.813 100.000.000

Meta Casanare Santander Boyacá Bolívar Putumayo Huila Antioquia Arauca Cesar Tolima Caquet Norte de Santander Cauca Atlántic Magdalen Cundinamarca Nariño Sucre

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos

COLOMBIA: RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO Y PRODUCCIÓN ANUAL Reservas Probadas

Producción anual (MBis)

R/P (años) 9

4.000 7,8

7,2

7,0

2.500 1988 2058

2.000

2259

6,6

6,4 5,5

2377 2445 2308

6,2 6,3

5,7 5,1

2002

1668

1665

1782

1958

6

4 3

1.000

2

2019

2018

2017

2016

2015

2012

2011

2010

2009

2008

2007

334 194 215 245 287

2014

346 368 361 367 324 312 316 323 1 2013

500 0

LA REDUCCIÓN DE LA PRODUCCIÓN PETROLERA ES LA PRINCIPAL CAUSAL DEL INCREMENTO DE LA RELACIÓN RESERVAS/ PRODUCCIÓN. ES CLARO QUE DESDE LA DESTORCIDA DE LOS PRECIOS EN 2014-15, EL ATRACTIVO PARA LA EXPLOTACIÓN FUE MENOR -AUNQUE SE HAN HECHO ESFUERZOS COSTA AFUERA-.

7

2041 5

1.500 1358

-

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos

COLOMBIA: POZOS EXPLORATORIOS PERFORADOS 140

COLOMBIA: POZOS DE DESARROLLO PERFORADOS

Onshore OffShore

1

120

1

78

80

60

80

62

58

50

1

60

67

62 45

40

5

67

64

62

40

30

40

2

20

20

7

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2007

2008

2006

10 2005

0

90

70

100

2004

Millones de barriles

3.000

8 6,8 6,9

Años

3.500

8,1

0

Enero

Febrero

Marzo

Abril

2019 *Información 2020, acumulado de agosto Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos - ACP

10

5 Mayo

Junio

6 Julio

2020

*Información 2020, acumulado a julio Fuente: Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos

Octubre 2020

67

PETRÓLEO Y SERVICIOS PETROLEROS COLOMBIA: CARGUE DE CRUDO A LAS REFINERÍAS

45.000

2020

2019

2017

2018

2015

2016

2014

2013

2011

2012

2010

2009

2008

2007

2005

2006

2004

1.561 1.107 3.200 3.535 1.386 4.531 4.702 8.565 10.746 19.986 15.717 13.451 5.021 7.980 2.200 2.114 2.154 177

*Información 2020, acumulado de agosto Onshore

Offhore

290

305

329

Ago-20

3.842

5.000 774 8.173

250

Jul-20

7.436

5.942

266

May-20

15.000 10.000

4.755 23.508

306

Abr-20

30.482

5.979 19.235

365

Mar-20

5.979

368

Feb-20

25.000 20.000

37.653

377

Barrancabermeja Cartagena

Ene-20

32.493

KBOPD

30.000

389

2019 Q4

35.000

500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

2019 Q3

40.000

Jun-20

COLOMBIA: SÍSMICA (KILÓMETROS EQUIVALENTES)

Fuente: Ecopetrol - Campetrol

Fuente: Statistical Review of World Energy 2020

Workover

56 42 23 25 43 27 45 35 55 57 80 23

Ago-20

18

20

18

Total activos

Fuente: Campetrol

COLOMBIA: EXPORTACIONES PETROLERAS Y TRADICIONALES (MILLONES DE DÓLARES FOB)

FLUJOS DE INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN COLOMBIA DEL SECTOR PETROLERO (MILLONES DE DÓLARES)

Total tradicionales 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0'

2.000 1.500 1.000 500 0 -500

I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II 2014

2015

2016

2017

2018

Fuente: Banco de la República

2019

2020

Petróleo y sus derivados

Feb-12 Jun-12 Oct-12 Feb-13 Jun-13 Oct-13 Feb-14 un-14 Oct-14 Feb-115 Jun-15 Oct-15 Feb-16 Jun-17 Oct-17 Feb-18 Jun-18 Oct-18 Feb-19 Jun-19 Oct-19 Feb-20 Jun-20

Drilling

Dic-19

May-19

Ene-19

19

45

52

58

60

61

61

60

63

62

59

61

59

57

62

61

Ago-18

0

60

56

20

58

60 40

COMO OCURRIÓ A MÁS ALLÁ DE NUESTRAS FRONTERAS, LA ACTIVIDAD DE TALADROS ENTRÓ EN UN LETARGO POR CUENTA DE LA CAÍDA DE LOS PRECIOS Y DE LA LLEGADA DEL CORONAVIRUS. LA ESPERANZA ESTÁ EN LA LEVE REACTIVACIÓN QUE SE HA VISTO EN LOS ÚLTIMOS MESES.

35

80

Mar-20 Abr-20

100

49

Número de equipos

120

81 81 80 80 82 82 77 75 75 75 78 79 78 78 78 82 83 84 84 129

160 140

130 137 138 140 143 144 134 134 136 134 141 141 138 139 139 140 134 136 129

COLOMBIA: ACTIVIDAD DE TALADROS

Fuente: Banco de la República

SIN LUGAR A DUDA, EL GOLPE DE LA MENOR PRODUCCIÓN PETROLERA SE VERÁ EN SU TOTALIDAD AL CUANTIFICAR LA REDUCCIÓN DE LAS EXPORTACIONES DEL HIDROCARBURO A FINAL DE AÑO -ENTRE ENERO Y JULIO LA CAÍDA FUE DEL 48 %-. NO HAY QUE OLVIDAR QUE ESTE SECTOR REPRESENTA CASI LA MITAD DE LAS VENTAS EXTERNAS DEL PAÍS.

68

Octubre 2020

M OVIDAS EMPRESARIALES

ALQUERÍA PLANEA ENTREGAR 10 MILLONES DE VASOS DE SUS PRODUCTOS Como muestra de su solidaridad en medio de la crisis por la covid-19, Alquería se sumó a la iniciativa “Colombia Cuida a Colombia” para contribuir con la nutrición de las familias colombianas más necesitadas, con la donación de 10 millones de vasos de sus productos que entregará en los próximos 12 meses a través de la Asociación de Bancos de Alimentos de Colombia.

Imagen: cortesía.

BANCOLOMBIA LANZÓ LÍNEA DE CRÉDITO ESPECIAL PARA MUJERES Esta apuesta tiene como fin otorgar créditos para financiar los proyectos sostenibles de compañías que cuenten en su propiedad 100% o 50% de mujeres, o que al menos el representante legal de la empresa sea mujer. Según la entidad, esta línea cuenta con una tasa especial más baja que la financiación comercial.

Imagen: archivo Bancolombia.

AMAZON CREARÁ 2.000 NUEVOS EMPLEOS EN COLOMBIA Amazon, el gigante de la tecnología a nivel mundial, anunció que planea abrir 2.000 vacantes de trabajo ubicadas en: Bogotá, Cali, Medellín, Barranquilla y Bucaramanga. Estos puestos estarán dirigidos hacia agentes de servicio al cliente, gerentes de equipo, arquitectos de soluciones y gerentes de programas y negocios.

Imagen: Cortesía.

MÁS MOVIDAS EMPRESARIALES EN: lanotaeconomica.com.co/negocios Octubre 2020

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L ÍDERES OPINAN En 2022 se estima la entrega del 90 % de Hidroituango: EPM

esde hace dos años, la Hidroeléctrica de Ituango está en el radar de la opinión pública por los retrasos que ha presentado la obra más grande de infraestructura eléctrica del país.

El proyecto nació como un plan estratégico para aprovechar la afluencia del río Cauca, el segundo más grande de Colombia, y construir un sistema que aportaría el 17 % de la energía de toda la nación.

Fue entonces en 2008, que el departamento de Antioquia, por intermedio del Instituto para el Desarrollo de Antioquia (IDEA), se convirtió en el propietario mayoritario de la Sociedad Hidroeléctrica de Ituango con el 52,2 % de las acciones. A su vez, Empresas Públicas de Medellín (EPM) tenía el 46,3 % y los accionistas minoritarios el 1,5 % restante.

La sociedad decidió que EPM asumiría la ejecución del proyecto y en 2013 comenzó los primeros avances de la construcción. Para ello, se tuvo que desviar el río Cauca a través de tres túneles. Todo iba bien, hasta que en abril de 2018, se presentaron tres derrumbes que impidieron el paso del afluente ocasionando un represamiento que amenazó la presa y que llevó a EPM a tomar la decisión de cerrar una de las compuertas inundando la casa de máquinas (corazón de una hidroeléctrica). Esto creó un gran socavón y fue necesario desviar de nuevo el río. Frente a todas estas complicaciones, el proyecto se retrasó más de tres años y superó la inversión inicial que era de 11,4 billones de pesos.

Hoy la mega obra sigue presentando atrasos y ante la masiva renuncia de miembros de la junta directiva de EPM, crece cada día más la expectativa de entrega del proyecto. La Nota Económica entrevistó al gerente general de EPM, Álvaro Guillermo Rendón, quien explicó los alcances que tendrá la hidroeléctrica y para cuándo estaría lista la infraestructura.

Hidroituango es el proyecto de energía más grande del país, ¿Qué tan segura es hoy la infraestructura?

Es muy segura porque ha merecido la calificación de diferentes expertos internacionales, además de nacionales como es el caso del ingeniero Gabriel Fernández, quien ha manifestado ante Consejo de Medellín que están mitigados todos los riesgos técnicos del proyecto. De tal manera que esta calificación nos permite estar tranquilos. Hay que re-

70

Octubre 2020

Álvaro Guillermo Rendón Gerente general EPM

cordar que este proyecto genera el 17 % de la demanda nacional y todos los esfuerzos del grupo EPM, junto a las demás empresas que participan en el proyecto y el Gobierno, están dirigidos al seguimiento de la obra para que pueda entrar en operación en el año 2022 con 4 unidades más, y las otras 4 restantes, se estarán entregando en los siguientes años después de esa primera entrega. ¿Cómo va el avance de las obras principales de la Hidroeléctrica?

El proyecto hoy está en el 80 %. Estará en el 90 % cuando hayamos entregado las cuatro unidades que hacen falta. Las expectativas frente al proyecto son muy altas pero hemos afrontado diferentes problemas por la pandemia de la Covid19 y eso nos desconfiguró el programa. La entrega pasó de estar programada para diciembre de 2021, a estar lista en el primer trimestre de 2022. Sin embargo, seguimos trabajando para mantener el cronograma, nos hemos comprometido a eso y es lo que queremos todas las partes del proyecto. ¿Cuál será la capacidad máxima del proyecto?

La capacidad máxima son 2.400 megavatios, cada unidad de generación eléctrica aporta 300 megavatios. En ese sentido, en noviembre planeamos entregar las dos primeras unidades de generación eléctrica y cuatro unidades más en 2022. ¿Cómo mantener la confianza de las personas después de la renuncia masiva de miembros de la junta directiva?

Siempre le hemos pedido a la comunidad que tengan un voto de confianza en todas nuestras operaciones. Esas situaciones internas las puede presentar cualquier empresa y nosotros lo resolvimos rápidamente llamando a unos nuevos miembros que vienen trabajando con responsabilidad; y es un equipo interdisciplinario que está haciendo el mayor esfuerzo. También hemos entregado a la comunidad nacional e internacional un mensaje de defensa de la arquitectura y del gobierno corporativo, esas son líneas que hemos defendido y lo seguiremos haciendo.

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El Caribe y su apuesta a la renovación

a generación de energía a partir de recursos naturales inagotables es un concepto que cada vez toma más relevancia y que permite tener un alto desarrollo en los países. En Colombia, la región Caribe ha aprovechado sus indicadores para avanzar en investigaciones en energías renovables. La Nota Económica habló con la ingeniera Ingrid Oliveros, líder del grupo de investigación en Sistemas Eléctricos de Potencia (GISEL) de la Universidad del Norte, para conocer lo que se está haciendo en la región y cómo están incluyendo estos recursos sostenibles.

La región es una de las zonas que más proyectos de energías limpias tiene, ¿A qué se debe esto?

Esto se puede lograr gracias al potencial energético de la región. Según la última lista publicada en la página de la UPME, en la Región Caribe existen 21 proyectos de generación eléctrica basados en energías renovables no convencionales (distribuidos entre solares y eólicas) con el concepto de conexión aprobados por la institución. Además de 6 proyectos que se encuentran en proceso de análisis por parte de la Unidad de Planeación, otros 13 que se encuentran a la espera de las expansiones del sistema eléctrico para permitir su entrada en operación, y 10 más que están a la espera de la respuesta del Operador de Red para ser aprobados. ¿Cuáles son los proyectos que están gestionando desde el grupo de investigación en Sistemas Eléctricos de Potencia (GISEL) de la Universidad del Norte?

Desde el grupo de investigación se están desarrollando proyectos para estudiar los efectos que tiene la integración de la generación distribuida sobre la operación del sistema convencional, haciendo especial énfasis en las fuentes renovables de tipo no convencional. También estamos trabajando en prototipos y pilotos de modelos de generación eléctrica en comunidades, esto va en la línea de enfoque en proyectos que apoyen la región en temas de agroindustria en el Atlántico, involucrando los distritos de riego, modelos de suministro eléctrico utilizando energía solar en hospitales en la guajira y estudios híbridos de generación en zonas interconectadas y no interconectadas.

Ingrid Oliveros Líder del grupo de investigación en Sistemas Eléctricos de Potencia (GISEL) de la Universidad del Norte

¿Cómo aprovechar la energía solar y la eólica?

Actualmente se están impulsando proyectos de generación basados en energías renovables con fuentes no convencionales para aprovechar los recursos solares y eólicos.

Estos proyectos servirán para mejorar el mix energético del país y, con la futura incorporación de los sistemas de almacenamiento, se podrá tener una mayor participación de estas energías en la generación de energía. Una manera interesante para aprovechar estos recursos, consistiría en desarrollar propuestas híbridas para garantizar un valor de kilivatio-hora bajo, y volver más competitivo el sector productivo regional.

También se conoce que el Caribe tiene bajos niveles de calidad en la prestación del servicio eléctrico, ¿Cómo ayudaría la inclusión de energías renovables en la zona?

La inclusión de nuevas fuentes de energías, ofrece tanto beneficios como problemas. Estos deben ser estudiados con detalle para garantizar la cantidad máxima de energía solar que se pueden instalar en cada circuito garantizando la calidad en el suministro. Por otra parte, los macro proyectos eólicos que están previstos para la Guajira, tienen un aspecto muy positivo y es que crean la necesidad de actualizar muchas de las redes de la zona para preparar el camino de evacuación de estas energías sin causar problemas futuros en la red. ¿Por qué decide la Universidad del Norte formar profesionales que se centren en la creación de energías renovables?

El futuro de las energías renovables no convencionales enfrenta grandes desafíos para ser realidad. Desde la academia se trabaja en diversas iniciativas para mejorar la generación, transformación y cultura de consumo. La formación de estudiantes de maestría y doctorado de distintas disciplinas académicas en la Universidad del Norte contribuirá tanto al fortalecimiento de los grupos de investigación, como al posicionamiento de los mismos en temas energéticos a nivel nacional e internacional.

Octubre 2020

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LÍDERES OPINAN

“Estamos trabajando para que el país vuelva a su potencial de producción de carbón” ebido a la actual crisis sanitaria que vive el mundo y a las medidas de seguridad que tomaron diferentes gobiernos, como el aislamiento social, varios sectores económicos registraron enormes pérdidas en sus operaciones. Uno de los más afectados en el país fue el minero- energético que presentó una reducción en sus tareas en cerca del 75 %. En diálogo con La Nota Económica, el presidente de la Asociación Colombiana de Minería (ACM), Juan Camilo Nariño, explica los retos que enfrenta la minería en el país, los problemas que enfrentó el gremio y lo qué se está haciendo desde la asociación para la recuperación económica. ¿Qué estrategias está implementando la ACM para impulsar de nuevo el sector y así contribuir con la activación económica?

Desde la ACM, junto con el Gobierno Nacional, estamos trabajando en impulsar las políticas que permitan atraer mayor inversión extranjera y así fomentar la exploración, aspecto clave del desarrollo minero. También estamos trabajando en buscar salidas que le permitan al país volver a su potencial de producción de carbón, con el fin de recuperar los recursos fiscales y de encadenamientos que generan estas operaciones, principalmente en la región caribe. Finalmente, estamos convencidos que los nuevos proyectos mineros que están en proceso de licenciamiento traerán grandes beneficios para el país en todo sentido: empleo, inversión, emprendimiento, innovación y otras ramas del desarrollo económico por lo que hemos trabajado para que el análisis de su licenciamiento se haga con todo el rigor técnico y científico y lejos de matices políticos o ideológicos.

En el primer semestre de 2021, ¿Qué papel fundamental cumpliría la minería en el país?

El desarrollo de nuevos proyectos traerá grandes inversiones de manera muy rápida y que generarán empleo y dinamización de la economía local, a tal punto que hemos estimado, por ejemplo, que solo la construcción y montaje de un proyecto como el de Soto Norte podría impulsar hasta en 5 puntos porcentuales el PIB del departamento en los 4 años que dura su construcción. Hemos estimado desde la ACM, que la realización de los proyectos que se encuentran en el pipeline generarían un incremento de cerca de 30.000 empleos directos e inversiones por $5 billones de dólares ($18,5 billones de

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Octubre 2020

Juan Camilo Nariño Presidente Asociación Colombiana de Minería (ACM)

pesos a la tasa actual) en los próximos años. Además de grandes beneficios fiscales cuando inicie la operación, alrededor de un billón de pesos en rentas y regalías. ¿Cómo ha ayudado la minería a las comunidades en medio de la crisis sanitaria?

Desde febrero se vienen tomando decisiones para destinar importantes recursos para atender la crisis, ayudar a los municipios vecinos a las operaciones y demostrar que el trabajo articulado permitirá salvaguardar la vida de las personas y reactivar la sostenibilidad de estos municipios, los cuales dependen en más de un 80 % de esta industria. A la fecha las empresas afiliadas a la Asociación Colombiana de Minería han aportado más de $30.000 millones de pesos en ayudas a las comunidades de los municipios mineros de nueve departamentos del país.

Las contribuciones se han hecho mayoritariamente en dotación de infraestructura y equipamiento a todos los niveles de atención: detección y diagnóstico, atención primaria, cuidados intermedios y cuidados intensivos para hospitales de los municipios mineros; suministro de agua; donación mercados y dotación del primer laboratorio de biotecnología para el departamento de La Guajira. ¿Cuál es el balance de la actividad minera en lo que va del año?

En lo corrido del año hemos tenido una gran dualidad en el desarrollo minero. Por un lado, están los precios históricos del oro que han impulsado su explotación y en ese sentido hemos visto un incremento de cerca de 50 % en las exportaciones, mientras que por el otro lado, el carbón viene sufriendo el impacto en la caída de los precios que, sumado a las decisiones judiciales y la huelga de Cerrejón, pronostican el peor año en producción desde 2003. Otros minerales como las esmeraldas y los materiales para la construcción se han visto igualmente afectados por el paro ocasionado por la pandemia, por lo que estimamos una caída de más del 10 % en el PIB minero al finalizar el año.